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Comisión Nacional de Hidrocarburos

LINEAMIENTOS de Perforación de Pozos

(Continuación)

Publicados en el Diario Oficial de la Federación el 14 de octubre de 2016.

Reforma publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2017.

TEXTO VIGENTE

ANEXO V

GUÍA PARA REALIZAR ACTIVIDADES DE SEGUIMIENTO DE LA INTEGRIDAD DE POZOS

1. Objeto. La presente Guía tiene por objeto establecer los elementos técnicos,

procedimientos, prácticas operativas y requerimientos básicos que el Operador

Petrolero debe observar y acreditar, para realizar las actividades de Seguimiento de la

Integridad de los Pozos que vaya a perforar. Lo anterior, sujeto al proceso de evaluación

específica señalado en el artículo 9 de los Lineamientos.

El Seguimiento de la Integridad de un Pozo deberá conceptualizarse desde su Diseño

y para todo el Ciclo de Vida del mismo, hasta su Abandono, incluyendo su

Mantenimiento.

En la solicitud de Autorización para la Perforación de un Pozo, el Operador Petrolero

deberá prever la forma en que dará seguimiento a las operaciones que inciden en la

integridad del mismo. Lo anterior, desde su Diseño, Perforación y Terminación

correspondiente.

Asimismo, durante la ejecución del Diseño, los Operadores Petroleros podrían

encontrarse en la necesidad de efectuar Reentradas o Profundizaciones, que

modifiquen la Autorización que le fue expedida originalmente. Atentos a estas

modificaciones, los Operadores Petroleros deberán revisar o, en su caso, ratificar la

forma en que darán seguimiento a operaciones que pudiesen afectar la Integridad de

los Pozos.

En los Pozos que ya han sido perforados, los Operadores Petroleros podrían

enfrentarse a la necesidad u oportunidad de realizar cambios de método de producción,

reparación o Mantenimiento, Conversión y Abandono, entre otros supuestos. Dichos

cambios implican la necesidad de que el Operador Petrolero deba revisar o, en su caso,

ratificar la forma en que darán seguimiento a operaciones que pudiesen afectar la

Integridad de los Pozos.

Por lo anterior, el Seguimiento de la Integridad de un Pozo, conforme a lo establecido

en los Lineamientos, se refiere a las acciones que los Operadores Petroleros deberán

prever para garantizar la continuidad de las actividades subsecuentes o consecuentes

de un programa, sin el riesgo de afectar la Integridad del Pozo.

El presente Anexo se estructura en secciones que comprenden las siguientes etapas

del Ciclo de Vida del Pozo:

A. Primera sección. Comprende las actividades previas a la Perforación y

Terminación hasta el movimiento de Equipos;

B. Segunda sección. Comprende las actividades que el Operador Petrolero realiza

a partir del movimiento de Equipos, hasta antes de iniciar el Abandono;

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C. Tercera sección. Comprende las actividades de Abandono, y

D. Cuarta sección. Incluyen los avisos, informes y notificaciones que deberá

presentar el Operador Petrolero para dar Seguimiento de la Integridad de Pozos.

2. Actualización del Anexo. La Comisión podrá en todo momento crear y coordinar

grupos de trabajo para la actualización periódica y, en su caso, revisión del presente

Anexo. Lo anterior, conforme a lo establecido en el artículo 9, de los Lineamientos.

3. Definiciones. Para efectos de la interpretación y aplicación del presente Anexo,

además de las definiciones contenidas en el artículo 4 de la Ley de Hidrocarburos, en

singular o plural, se atenderá al Glosario de Términos contenido en el Anexo I de los

Lineamientos.

4. De los avisos que el Operador Petrolero debe realizar conforme al presente

Anexo. Los Operadores Petroleros deberán dar los siguientes avisos a la Comisión, de

conformidad con los plazos y nivel de detalle señalados en la Cuarta Sección –de los

Avisos, informes y notificaciones para dar Seguimiento a la Integridad de Pozos- del

presente Anexo.

Dichos avisos quedarán comprendidos de acuerdo con las siguientes categorías:

I. Inicio de actividades de perforación conforme al artículo 14 de los Lineamientos:

Fracción reformada, DOF 28-11-2017

a) Perforación, y

b) Abandono del Pozo.

II. Aviso trimestral donde los Operadores Petroleros reporten la programación,

ejecución y resultados obtenidos de las prácticas operativas y demás actividades

ejecutadas de los Programas de Perforación y de Seguimiento de la Integridad

referidos en el presente Anexo. Lo anterior, de conformidad con el formato que

para tal efecto establezca la Comisión.

Dentro de dicho aviso trimestral, el Operador Petrolero deberá reportar también

las actividades siguientes:

a) Derogado;

Inciso derogado, DOF 28-11-2017

b) Derogado;


c) Recuperación de Pozo Exploratorio;

d) Mantenimiento;

e) Derogado;


f) Derogado;


g) Derogado.


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Este aviso deberá entregarse dentro de los primeros 15 días hábiles del mes de

enero, abril, julio y octubre y contendrá la información que ocurra durante el

trimestre inmediato anterior.

La Comisión podrá prevenir a los Operadores Petroleros dentro de los 10 días

hábiles posteriores a que éstos presenten este aviso, para que subsanen las

inconsistencias o información faltante dentro de los siguientes 10 días hábiles a

que hayan recibido la notificación correspondiente.

Los Operadores Petroleros deberán conservar la información relacionada con

este aviso y mantenerla a disposición de la Comisión en caso de que ésta la

requiera de conformidad con el artículo 10 de los Lineamientos.

III. Informe de avances y de los Indicadores de cumplimiento y de desempeño. Lo

anterior, conforme a la periodicidad establecida en el presente Anexo y el formato

correspondiente.

Primera Sección. Actividades previas a la Perforación y Terminación y hasta el movimiento

de equipos.

5. Derogado.

Numeral derogado, DOF 28-11-2017

6. Derogado.


7. Derogado.


8. Derogado.


9. Derogado.


10. Derogado.


Segunda Sección. Actividades durante el movimiento de Equipos hasta previo al Abandono

A. Actividades requeridas antes de la Perforación

11. Personal responsable de las actividades de Perforación y Terminación. Los

Operadores Petroleros deberán contar con un equipo multidisciplinario para el Diseño

y la Construcción de los Pozos, el cual debe cubrir las siguientes especialidades:

I. Geología;

II. Geofísica;

III. Geomecánica;

IV. Petrofísica;

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V. Ingeniería de Yacimientos;

VI. Ingeniería de Producción;

VII. Ingeniería de Perforación;

VIII. Ingeniería de Terminación;

IX. Fluidos de Perforación y Terminación;

X. Cementación;

XI. Estimulación;

XII. Límite técnico;

XIII. Administración de Proyectos;

XIV. Análisis de Riesgo;

XV. Análisis de Costos y Evaluación Económica, y

XVI. Supervisión de la Construcción del proyecto del Pozo.

Los Operadores Petroleros son responsables de asegurarse que cada persona que

conforme el equipo multidisciplinario para el Diseño y Construcción de los Pozos, tenga

las competencias y capacidades requeridas para el desarrollo de las actividades y tenga

experiencia en las actividades a ejecutar.

12. Requerimientos para el movimiento de equipos y para la instalación de sistemas

de paro de emergencia antes de la Perforación y Terminación de Pozos Costa

Afuera. Los Operadores Petroleros deberán cumplir los siguientes requerimientos

técnicos y acciones al instalar el sistema de paro de emergencia a que se refiere el

artículo 12 de los Lineamientos.

I. Antes de realizar el movimiento de la unidad de perforación en una plataforma,

se deben cerrar todos los Pozos que estén produciendo en la misma área de

dicha plataforma. Los Pozos deben ser cerrados en la superficie con una válvula

maestra y por debajo de la superficie, con una válvula de seguridad SSSV como

barrera secundaria;


II. En caso de que el Operador Petrolero considere conveniente utilizar un esquema

diferente, debe notificarlo a la Comisión en un plazo no mayor a quince días

hábiles posteriores al movimiento de la unidad de perforación. Se puede

reanudar la producción una vez que la unidad de perforación esté en sus nuevas

coordenadas, asegurada y lista para comenzar las actividades de Perforación y

Terminación;


III. Los Operadores Petroleros pueden definir la distancia mínima de armado y

desarmado o movimiento de equipos, con base en un Análisis de Riesgos

Operativos manifestado en su solicitud de Autorización de Perforación, y


IV. Los Operadores Petroleros, antes de la Perforación de un Pozo desde la misma

plataforma donde existen otros Pozos productores, deben instalar una estación

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de paro de emergencia del equipo de perforación cerca de la consola del

operador.

13. Conjunto de Preventores en actividades de Perforación y Terminación. Los

Operadores Petroleros deberán realizar las siguientes actividades relacionadas con el

Conjunto de Preventores para el Seguimiento de la Integridad de los Pozos:

I. Instalar el Conjunto de Preventores inmediatamente después de haber asentado

la tubería de revestimiento superficial o antes de perforar la zapata de dicha

tubería y garantizar que el conjunto y sus componentes instalados permitan el

control del Pozo;


II. Probar el Conjunto de Preventores, el cual se utilizará durante la Perforación y

Terminación y permitirá controlar los flujos de la formación al interior del Pozo;

III. Para Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas, los

Operadores Petroleros deberán cumplir con los siguientes requerimientos

técnicos:

a) Una configuración de preventores como se indica a continuación:

i. Un preventor esférico o anular;

ii. Dos preventores de arietes de tubería;

iii. Un preventor de arietes ciegos o ciego/cizalla, y

iv. Un preventor de arietes de cizalla, como última acción de control de

brote. Este preventor debe ser capaz de cortar la tubería que se

encuentre dentro del agujero.

b) Cuando se manejan múltiples tuberías de producción de forma simultánea,

incluir en el Conjunto de Preventores un preventor esférico o anular, un

preventor de arietes de tubería, un preventor de arietes de tubería doble y

un preventor de arietes ciego/cizalla;

c) Utilizar dos estaciones de control remoto para accionar el conjunto. La

primera debe ubicarse en el piso de perforación y la segunda debe estar

ubicada en un sitio accesible y alejado del piso de perforación del equipo;

d) Cuando se utiliza un Conjunto de Preventores submarino:

i. Tres estaciones de control remoto operadas hidráulicamente, como

mínimo;

Sub inciso reformado, DOF 28-11-2017

ii. Un sistema manual de cierre de preventores como medida de

seguridad en caso de que no se puedan operar los controles remotos,

y

iii. Un Vehículo de Operación Remota y personal capacitado para operar

este equipo. La tripulación debe revisar todos los equipos de control de

Pozos relacionados con el Vehículo de Operación Remota -tanto de

superficie como submarinos- para asegurarse de que sea capaz de

cerrar el Pozo durante las actividades de emergencia.

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e) En el caso de utilizar una plataforma con posicionamiento dinámico para

actividades de Perforación y Terminación en aguas profundas con Conjunto

de Preventores submarino, los Operadores Petroleros deben instalar:

i. Un sistema automatizado de cierre de arietes de cizalla, en caso de

que ocurra una desconexión del paquete inferior del Riser -Lower

Marine Riser Package, LMRP, por sus siglas en inglés-, y

ii. Un sistema de cierre automático del Pozo para el caso de ausencia o

pérdida de suministro hidráulico y del sistema de control electrónico

utilizado en el Conjunto de Preventores.

14. Desviador de Flujo. Para el diseño, instalación y puesta en marcha del Desviador de

Flujo, el cual se utiliza como medio de control del Pozo antes de cementar la tubería de

revestimiento y colocar el Conjunto de Preventores para desviar el flujo de fluidos de

formaciones someras a lugares alejados del equipo y del personal, el Operador

Petrolero debe considerar las siguientes acciones y premisas:

I. Los Operadores Petroleros deberán considerar en el diseño e instalación del

Desviador de Flujo los siguientes requerimientos mínimos:

a) Utilizar un arreglo dual de las líneas del desviador para tener capacidad de

desviar el flujo en la dirección del viento;

b) Utilizar al menos dos estaciones de control del desviador. Una estación debe

estar ubicada en el piso de perforación y la otra en un sitio de fácil acceso

alejado del piso de perforación;

c) Utilizar sólo válvulas de control remoto en las líneas del desviador. Todas

las válvulas en el sistema desviador deberán abrirse completamente. No se

deberán instalar válvulas manuales en ninguna parte del sistema desviador;

d) Reducir al mínimo el número de curvaturas y maximizar el radio de éstas,

sobre todo en los ángulos rectos de las líneas del desviador. En los Pozos

Costa Afuera, en las unidades de perforación soportadas en el lecho marino,

se permitirá únicamente una curvatura de 90° en cada línea;

e) Anclar y soportar el desviador para prevenir movimientos bruscos y

vibraciones;

f) Proteger todos los instrumentos de control del desviador y las líneas de

desvío de posibles daños por golpes o caídas de objetos, y

g) En Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas, se debe

utilizar un carrete y líneas de desviación que tengan un diámetro nominal de

al menos 0.254 metros para configuraciones de cabezal para las tuberías de

revestimiento superficial, y de al menos 0.304 metros para actividades de

perforación en unidades flotantes.

II. En Pozos en Aguas Profundas y Ultra Profundas, los Operadores Petroleros

pueden realizar los siguientes cambios en el Desviador de Flujo, siempre y

cuando hayan sido incluidos en la solicitud de Autorización:

En caso de: Se debe:

Uso de mangueras flexibles en lugar

de tubería rígida en el Desviador de

Flujo.

Utilizar mangueras flexibles con

conexiones integrales.

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Uso de un solo carrete para el

Desviador de Flujo.

Disponer de múltiples líneas que

cumplan con los requisitos de diámetro

interno mínimo.

Tener la capacidad de poder desviar el

flujo en la dirección del viento.

Uso de un carrete con una salida con

diámetro menor a 0.254 metros.

Utilizar un carrete de 2 salidas con un

diámetro interno mínimo de 0.203

metros.

Uso de un Desviador de Flujo único

para actividades de perforación con

unidades flotantes con

posicionamiento dinámico.

Mantener el equipo orientado de

manera tal que el desvío del flujo siga

la dirección del viento.

III. Al instalar el Desviador de Flujo, los Operadores Petroleros deberán accionar los

elementos de sello, las válvulas, los sistemas de control y las estaciones de

control del desviador. Asimismo, deberán realizar una prueba de flujo de las

líneas de desahogo. En Pozos en Aguas Profundas o Ultra Profundas, los

Operadores Petroleros deberán apegarse al menos a lo establecido en el

estándar API RP 53, o similares.


IV. Los Operadores Petroleros deberán registrar la hora, fecha y los resultados de

todos los accionamientos y pruebas del Desviador del Flujo en un reporte de

perforación. Además, deberán:

a) Registrar las pruebas de presión del desviador en una gráfica de presiones;

b) Identificar la estación de control utilizada durante la prueba o accionamiento;

c) Identificar los problemas e irregularidades observadas durante la prueba o

accionamientos y llevar registro de las acciones tomadas para solucionar los

problemas e irregularidades, y

d) Conservar todas las gráficas de presiones y reportes de las pruebas y

accionamientos del sistema desviador en las instalaciones, durante todo el

tiempo que tarde la Perforación del Pozo.

Toda la información especificada en esta fracción debe estar disponible para la

Comisión cuando ésta lo requiera, conforme a lo establecido en el artículo 10 de

los Lineamientos.

Los Operadores Petroleros deberán incluir el diseño e instalación del Desviador de Flujo

dentro del Programa de Perforación final, que debe presentarse con la solicitud de

Autorización.

Párrafo reformado, DOF 28-11-2017

B. Actividades requeridas durante la Perforación y Terminación de Pozos

15. Fluidos de perforación. Los fluidos de perforación son una barrera primaria de control

durante la Perforación, en términos de la Integridad del Pozo.


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Los Operadores Petroleros deberán llevar a cabo las Mejores Prácticas de la industria

relacionadas con el uso de fluidos de perforación, incluyendo las siguientes prácticas:

I. Implementar las siguientes normas durante la Perforación de cada fase del Pozo:

a) Norma API RP 13 B-1: “Prácticas recomendadas de procedimientos

estándares para determinar las características de fluidos de perforación

base agua”, y

b) Norma API RP 13 B-2: “Prácticas recomendadas de procedimientos

estándares para fluidos de perforación base aceite”.

II. Disponer de los equipos requeridos para el monitoreo de fluidos de perforación

de acuerdo con las Mejores Prácticas de la industria, y

III. Llevar un registro de los inventarios diarios de los fluidos de perforación, así como

de los Materiales y aditivos utilizados durante su preparación.

El Operador Petrolero debe conservar este registro de conformidad con el

artículo 10 de los Lineamientos y mantenerla a disposición de la Comisión en

caso de que ésta lo requiera.

16. Seguimiento de la Integridad a través del programa de adquisición de información

para el aseguramiento de la Integridad del Pozo. En materia de aseguramiento de la

Integridad de los Pozos, los Operadores Petroleros deberán seguir el programa de

adquisición de información durante las actividades de Perforación y Terminación de

Pozos.

El programa de adquisición de información debe incluir registros geofísicos, muestras y

núcleos de roca –incluida la sal–, así como fluidos, necesarios para determinar las

características de la columna estratigráfica y de los Yacimientos de Hidrocarburos, así

como la presencia, calidad y cantidad de Hidrocarburos en las formaciones penetradas.

Este programa forma parte del Programa de Perforación final, que acompaña a la

solicitud de Autorización de Perforación.


17. Mantenimiento al Conjunto de Preventores. Los Operadores Petroleros deberán

inspeccionar y dar Mantenimiento al Conjunto de Preventores para que opere

correctamente, para lo cual deberán cumplir, entre otros, con los siguientes

requerimientos:

I. Implementar como mínimo, las acciones de inspección, reparación y gestión de

calidad establecidas en la Norma API RP 53: “Prácticas recomendadas para

sistemas de equipo de prevención de reventones para la perforación de pozos”,

en los apartados referidos a Mantenimiento e inspección;

II. Si las condiciones climáticas lo permiten, realizar una inspección visual

diariamente al Conjunto de Preventores de superficie y cada 3 días naturales al

Conjunto de Preventores submarino, según sea el caso. Se deberán utilizar

cámaras de video para la inspección de los equipos submarinos;

III. Registrar los resultados de las inspecciones y las acciones de Mantenimiento en

la bitácora correspondiente y conservarlos hasta el inicio de la Perforación del

siguiente Pozo con el mismo equipo de perforación;

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IV. Llevar a cabo procesos de revisión y certificación de preventores y equipos para

el control de Pozos.

La revisión y certificación debe ser realizada por un ente nacional o internacional

reconocido por la Comisión, al menos cada 5 años, y tendrá el objetivo de

verificar y documentar que la condición del equipo y sus propiedades estén

dentro de especificaciones y estándares establecidos en este Anexo.

Sin embargo, deberán considerarse elementos de uso durante la operación que

ameriten una nueva certificación antes del periodo indicado, y

V. Los Operadores Petroleros deberán realizar pruebas al Conjunto de Preventores

para garantizar que funcione correctamente, al a menos, de conformidad con la

API RP 53 (Prácticas recomendadas para sistemas de equipo de prevención de

reventones para la perforación de pozos) o cualquier actualización de la misma”.


Los registros de las inspecciones y las acciones de Mantenimiento referidos en la

fracción III de este numeral deberán estar disponibles en caso de que la Comisión lo

requiera, conforme al artículo 10 de los Lineamientos.

Los registros de los resultados de las pruebas al Conjunto de Preventores, señalados

en la fracción V anterior, deberán entregarse a la Comisión en el informe anual a que

se refiere el artículo 22 de los Lineamientos.

Los Operadores Petroleros deberán realizar una prueba de producción a todos los

Pozos terminados por actividades de Mantenimiento, en un plazo no mayor a 15 días

hábiles posteriores a la fecha de la primera producción, y entregar los resultados en un

informe anual a la Comisión, de conformidad con el artículo 22 de los Lineamientos.


18. Verificación de elementos previos a la actividad de cementación. A fin de contribuir

con el éxito de la actividad de cementación, los Operadores Petroleros deberán verificar

y cumplir, previamente a la ejecución de dicha actividad, los siguientes requerimientos:

I. Que cuenten con copia de los certificados de calidad emitidos por los

proveedores del cemento y productos para la preparación de Lechadas, fluidos

lavadores, fluidos espaciadores u otros que se requieran en la operación;

II. Que el cemento utilizado como base cumpla como mínimo con los requerimientos

establecidos en la norma API SPEC 10A: “Especificaciones para cementos y

materiales usados en la cementación de pozos”; y con la Norma ASTM C 150/ C

150 M-16, Especificaciones para Cemento Portland de la Sociedad Americana

de Pruebas y Materiales;

III. Que se realice la adquisición de información en el agujero descubierto con

respecto a los registros geofísicos de Pozos, con el propósito de detectar la

presencia de acuíferos, otros fluidos y descripciones litológicas.

Asimismo, se requiere contar con los registros geométricos, de temperatura y

trayectoria, con el propósito de tener disponible toda la información necesaria

para ajustar el diseño de cementación;

IV. Que se validen y supervisen las pruebas de laboratorio de las Lechadas,

compatibilidades de los fluidos y que se actualice el programa de cementación;

incluyendo simulaciones mediante software.

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Dicho programa se debe ajustar a las características y propiedades del agujero

perforado, cumpliendo como mínimo con las especificaciones de diseño de la

Norma API RP 10B “Prácticas recomendadas para pruebas de cementaciones

de Pozos”, la cual describe los ensayos de laboratorio y condiciones básicas que

deberán cumplir las Lechadas para lograr una buena cementación. Lo anterior,

enfatizando el objetivo y resultados de lo que simula cada ensayo y su relación

con las actividades de Campo;

V. Que todos los centradores utilizados en las actividades de cementación cumplan,

al menos, con las siguientes especificaciones:

a) API Spec 10D: “Especificaciones para centradores flexibles de tuberías de

revestimiento”;

b) API Spec 10TR-4: “Reporte técnico concerniente a las consideraciones que

se deben tener en cuenta para la selección de centradores para actividades

de cementación primaria”, y

c) API RP 10D: “Prácticas recomendadas para ubicación de centradores y

pruebas de los sujetadores (stop collars)”.

VI. Que cuenten con certificados de calidad emitidos por los proveedores de los

siguientes elementos: tapones de limpieza y desplazamiento, zapatas, cople

flotador, centradores y colgadores;

VII. Que cuenten con certificados de inspección de los cabezales, tuberías y

accesorios, y

VIII. Que cuenten con una lista de los equipos mínimos requeridos y verifiquen que

están en las condiciones operativas requeridas.

La información especificada en este numeral debe estar disponible para la Comisión en

caso de que ésta lo requiera, conforme a lo establecido en el artículo 10 de los

Lineamientos.

19. Empleo de las Mejores Prácticas en las actividades de revestimiento y

cementación. Las Mejores Prácticas de la industria y normas empleadas por los

Operadores Petroleros, en relación con los programas de tuberías de revestimiento y

de cementación deberán comprender al menos las siguientes actividades y prácticas:

I. Los Operadores Petroleros deberán diseñar, especificar, introducir y asentar las

tuberías de revestimiento, así como el diseño de la cementación de cada una de

éstas, con el objeto de evitar la migración de fluidos a través del espacio anular

entre la tubería de revestimiento y los estratos atravesados, aislar y sellar

adecuadamente las zonas de acuíferos a fin de prevenir daños y contaminación

a éstos, aislar y sellar las zonas productoras y aquellas que contienen potencial

de flujo de fluidos corrosivos provenientes de la formación. En cuanto a los

métodos específicos para lograr dicho aislamiento, los Operadores Petroleros

deberán usar las Mejores Prácticas de la industria y la mejor tecnología

disponible;

II. Los Operadores Petroleros deberán ser responsables de verificar que las

tuberías de revestimiento hayan sido fabricadas cumpliendo, como mínimo, con

las especificaciones de la norma API 5CT: “Especificaciones para tuberías de

revestimiento y de producción” / ISO 11960: “Industrias de petróleo y gas natural-

Tuberías de acero a ser utilizadas como tuberías de revestimiento o de

producción”.

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Las propiedades de las tuberías fabricadas, tales como presiones de estallido y

colapso, resistencia de las conexiones y de la tensión en el cuerpo del tubular,

entre otras, deberán cumplir como mínimo con las especificaciones de la norma

API 5C2: “Boletín de propiedades de rendimiento de las tuberías de

revestimiento, producción y de perforación”;

III. Los Operadores Petroleros deberán ser responsables de verificar que todas las

tuberías de revestimiento que sean cementadas en cualquier Pozo estén

fabricadas de acuerdo con los requerimientos del mismo y hayan sido sometidas

a pruebas de presión de conformidad con el estándar API 5CT: “Especificaciones

para tuberías de revestimiento y de producción” / ISO 11960: “Industrias de

petróleo y gas natural-Tuberías de acero a ser utilizadas como tuberías de

revestimiento o de producción”; La presión de la prueba debe ser, al menos, igual

a la máxima presión que soportará la tubería de revestimiento en el Pozo. Fracción reformada, DOF 28-11-2017

Esta condición se debe aplicar a las tuberías con las siguientes características:

a) Tuberías nuevas que vienen directamente desde la fábrica para su instalación

en el Pozo. El certificado de las pruebas de presión hidrostática suministrado por

el fabricante será suficiente para cumplir este requerimiento, y

b) Tuberías que han estado almacenadas.

Los Operadores Petroleros deberán verificar la integridad de la tubería mediante

adecuados procedimientos de almacenamiento e inspección.


IV. Los Operadores Petroleros deberán ser responsables de la planificación, diseño,

logística y ejecución de las actividades de cementación relacionadas con los

trabajos de perforación, reparación o Abandono de los Pozos;

V. Los Operadores Petroleros deberán ejecutar las actividades de cementación de

Pozos con la finalidad de alcanzar los siguientes objetivos:

a) Asentar la tubería de revestimiento correspondiente en las diferentes

etapas, o agujeros en caso de Pozos Multilaterales, perforados durante la

Construcción del Pozo;

b) Aislar zonas de acuíferos, de alta y baja presión, zonas de interés y evitar la

comunicación entre los diferentes estratos perforados;

c) Proteger la tubería de revestimiento de los efectos de corrosión y esfuerzos

generados en las paredes del agujero;

d) Sellar fugas en la tubería de revestimiento;

e) Contener la comunicación de los fluidos de la formación con el espacio

anular;

f) Sellar zonas sin interés comercial;

g) Realizar Reentradas utilizando tapones de cemento de alta resistencia a la

compresión como soporte, y

h) Taponar Pozos para su Abandono.

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VI. Los Operadores Petroleros pueden utilizar cualquier tecnología que optimice el

proceso de cementación, siempre y cuando la efectividad de dicha tecnología ya

haya sido comprobada. La tecnología a utilizar debe ser descrita en el programa

de cementación;

VII. En caso de que la tecnología propuesta sea requerida para atender casos tales

como pérdidas de circulación, cementación de zonas con bajo gradiente de

fractura, entre otros, los Operadores Petroleros deberán entregar, en el programa

presentado, evidencia de la efectividad de dicha tecnología;

VIII. Los Operadores Petroleros deberán ser responsables de todo el proceso de

cementación, incluyendo la ejecución de las actividades siguientes:

a) Verificar la trazabilidad de los diferentes productos utilizados para preparar

los fluidos que se bombearán a los Pozos, para mantener las propiedades y

características propuestas en los programas de cementación;

b) Verificar que el proceso de cementación se lleve a cabo de acuerdo con el

programa de cementación, y

c) Registrar las actividades de cementación en tiempo real y archivar la

información registrada en formato impreso y digital.

IX. Los Operadores Petroleros deberán evaluar la calidad de los trabajos de

cementación mediante pruebas de integridad de presión, pruebas de afluencia a

colgadores y registros acústicos;

X. Los Operadores Petroleros deberán aplicar las Mejores Prácticas de la industria,

incluida la Norma API RP 65 “Prácticas recomendadas para cementación en

zonas de flujo de agua someras en pozos de agua profundas”, en los Pozos

Costa Afuera y que se encuentren en alguno de las siguientes casos:

a) En una zona donde el potencial de influjo de agua superficial sea

desconocido, o

b) En una zona donde esté confirmada la presencia de influjo de agua

superficial.

XI. Los Operadores Petroleros deberán mantener actualizado el programa de

cementación aprobado en la Autorización, con los datos aportados por los

registros sobre las condiciones reales del agujero.

XII. En el caso de las características del diseño y las especificaciones, que garanticen

el aislamiento entre los acuíferos superficiales y los fluidos de perforación Los

Operadores Petroleros deberán cubrir con cemento el espacio anular entre la

tubería superficial de revestimiento y el agujero desde la profundidad total de

asentamiento, hasta la superficie.

La información señalada en la fracción VIII inciso c) de este numeral será utilizada por

el Operador Petrolero para la elaboración del informe post operacional correspondiente

a cada cementación. La Comisión requerirá la información cuando lo considere

conveniente, conforme al trámite establecido en el artículo 10 de los Lineamientos.

Con relación a la fracción IX anterior, en caso de que los resultados de las pruebas

demuestren que la formación está aportando fluidos a través del colgador, se debe

notificar a la Comisión dentro de las 24 horas siguientes y tomar las medidas correctivas

necesarias, de conformidad con la notificación establecida en el numeral 66 de este

Anexo.

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La actualización del programa de cementación aprobado a que se refiere la fracción XI

anterior, debe estar disponible en caso de que la Comisión lo requiera conforme a lo

establecido en el artículo 10 de los Lineamientos.

20. Actividades relacionadas con el fraguado. Los Operadores Petroleros deberán

guardar el tiempo de fraguado necesario, con base en las características de las

Lechadas y los aditivos de fraguado usados en el Diseño, además de los resultados de

las pruebas de laboratorio realizadas a dichas Lechadas y conforme a las Mejores

Prácticas referidas en el Anexo II de los Lineamientos.


Para ello, los Operadores Petroleros deberán realizar la siguiente acción, sujeta a

supervisión de la Comisión:

I. Asentar las tuberías de revestimiento superficial para cubrir totalmente los

acuíferos, con una distancia mínima de 50 metros por debajo de los mismos;

II. Derogado

Fracción derogada, DOF 28-11-2017

III. Derogado


21. Empleo de las Mejores Prácticas en las actividades relacionadas con las tuberías

de revestimiento y cementación en aguas someras. Adicionalmente a los

requerimientos establecidos en el numeral 19 de este Anexo, para el diseño y

asentamiento de tuberías de revestimiento y cementación de Pozos, los Operadores

Petroleros con Pozos en aguas someras que tengan un Sistema de Suspensión en el

Lecho Marino, deberán cumplir con los requerimientos establecidos en la fracción V,

inciso c) del numeral 22 de este Anexo.

22. Empleo de las Mejores Prácticas en las actividades relacionadas con las tuberías

de revestimiento y cementación en Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas

Ultra Profundas. Adicionalmente a los requerimientos establecidos en el numeral 19,

de este Anexo, los Operadores Petroleros deberán cumplir con los siguientes

requerimientos para el diseño y asentamiento de tuberías de revestimiento y

cementación de Pozos:

I. En los Pozos que tienen instalado un Conjunto de Preventores submarino, se

deberán incluir dos Barreras independientes en cada espacio anular para el flujo;

en el entendido que una de las Barreras debe ser mecánica. Asimismo, se debe

instalar en la tubería de revestimiento final -o Liner, si fuera el caso-, una Barrera

mecánica adicional al cemento;

II. Aplicar las Mejores Prácticas de la industria, incluida la Norma API RP 65-2:

“Cementación en zonas de flujo de agua someras en Pozos de agua profundas.

Aislamiento de zonas de flujo potencial”, particularmente en la identificación de

las Barreras mecánicas y las prácticas de cementación que se utilizaran para

cada tubería de revestimiento;

III. Criterios mínimos de diseño, instalación y cementación para cada tipo de tubería

de revestimiento, conforme a las especificaciones de la siguiente tabla:

de 45

Tipo de tubería

de

revestimiento

Requerimientos para la tubería de

revestimiento

Requerimientos para la

cementación

Tubería guía o

tubería

estructural

Colocada mediante empuje o

forzamiento, a chorro o perforada a

una profundidad mínima.

En caso de instalarse la tubería

mediante perforación, se debe utilizar

suficiente cemento para llenar el

espacio anular, entre la tubería guía o

tubería estructural y el agujero, hasta el

lecho marino.

Conductora El diseño de la tubería de

revestimiento y las profundidades de

asentamiento se deben ajustar con

base en los factores técnicos y

geológicos relevantes. Estos

factores incluyen la presencia o

ausencia de Hidrocarburos, los

riesgos potenciales y las

profundidades del agua.

Inmediatamente antes de perforar en

formaciones que se sabe que

contienen Hidrocarburos, debe

colocarse una tubería de

revestimiento para cubrir la zona

anterior.

Si se encuentran Hidrocarburos o

una presión de formación inesperada

antes de la profundidad planificada

de asentamiento, se debe colocar de

inmediato la tubería de

revestimiento.

Se debe utilizar suficiente cemento

para llenar el nuevo espacio anular

calculado hasta el lecho marino.

Se debe verificar que el espacio anular

se encuentra lleno mediante la

observación de los retornos de

cemento.

Si no se observan retornos de

cemento, se debe utilizar cemento

adicional para asegurar que esté lleno

hasta el lecho marino.

Superficial El diseño de la tubería de

revestimiento y profundidades de

asentamiento debe ajustarse con

base en factores técnicos y

geológicos relevantes.

Estos factores incluyen la presencia

o ausencia de Hidrocarburos, los

Riesgos potenciales y las

profundidades del agua.


para llenar el espacio anular calculado,

entre la tubería de revestimiento y el

agujero, se requiere al menos 61

metros dentro de la tubería de

revestimiento conductora.

Cuando existan condiciones

geológicas, tales como fracturas

cercanas a la superficie y fallas, se

debe utilizar suficiente cemento para

llenar el espacio anular calculado hasta

el lecho marino.

Intermedia El diseño de la tubería de

revestimiento y profundidad de

asentamiento debe basarse en las

características geológicas

anticipadas o encontradas, o en las

condiciones del agujero.


para cubrir y aislar todas las zonas de

Hidrocarburos y aislar todos los

intervalos de presiones anormales, de

los intervalos de presiones normales.

de 45

Como mínimo, se debe cementar el

espacio anular y ubicar la cima del

cemento 152 metros por encima de la

zapata de la tubería de revestimiento y

152 metros por encima de cada zona

que debe ser aislada.

Producción El diseño de la tubería de

revestimiento y profundidad de

asentamiento debe basarse en las

características geológicas

anticipadas o encontradas, o en las

condiciones del agujero.


para cubrir o aislar todas las zonas de

Hidrocarburos sobre la zapata.

Como mínimo, se debe cementar el

espacio anular y ubicar la cima del

cemento, al menos 152 metros por

encima de la zapata de la tubería de

revestimiento y 152 metros por encima

de la zona productora.

Liners Si se utiliza un Liner como conductor

o como tubería de revestimiento de

superficie, se debe asentar el tope

del Liner al menos 61 metros por

encima de la zapata de la tubería de

revestimiento anterior.

Si se utiliza un Liner como tubería de

revestimiento intermedia, por debajo

de una tubería de revestimiento

superficial o como tubería de

revestimiento de producción por

debajo de una tubería de

revestimiento intermedia, se debe

colocar el tope del Liner al menos 30

metros por encima de la zapata de la

tubería de revestimiento anterior.

Los requisitos para la cementación son

similares a los especificados para las

tuberías de revestimiento que tienen el

mismo uso para el cual se utiliza el

Liner.

Por ejemplo, un Liner utilizado como

tubería de revestimiento intermedia

debe ser cementado de acuerdo con

los requisitos de cementación para

tuberías de revestimiento intermedia.

IV. Reanudación de la Perforación después de la cementación. El Operador

Petrolero tomará en consideración, la siguiente línea de acción para la

reanudación de la Perforación, después de la cementación:


a) Derogado


b) Si se planifica desarmar o desmontar el Desviador de Flujo o el Conjunto de

Preventores durante el tiempo de espera del fraguado del cemento, antes

de desarmar, se debe determinar en qué momento no se corre riesgo alguno

para realizar esta actividad.

La decisión se debe tomar con base en el conocimiento sobre las

condiciones de la formación, las características del cemento, los efectos de

desarmar el sistema, los riesgos potenciales de Perforación, las condiciones

de 45

del Pozo durante la Perforación, cementación y posterior a la cementación,

así como las experiencias en actividades similares.

V. Pruebas de presión en tuberías de revestimiento.

a) Para realizar las pruebas de presión de cada tubería de revestimiento se

debe cumplir con las especificaciones de la siguiente tabla:

Tipo de tubería de

revestimiento

Presión mínima requerida para la

prueba

Tubería guía o estructural No requiere

Tubería conductora 1,379 Kilopascales

Tubería superficial, intermedia y

de producción 70% de la presión de estallido

b) La prueba de presión es satisfactoria si en un lapso máximo de 30 minutos,

la presión disminuye en un máximo de 10 por ciento de la presión inicial;

Si la presión disminuye más de un 10 por ciento o hay cualquier otra

indicación de fuga, los Operadores Petroleros deberán investigar la causa y

notificar a la Comisión sobre las acciones correctivas propuestas para

garantizar el sello apropiado, conforme a lo establecido en el numeral 55,

fracción VII de este Anexo;

c) Se debe asegurar la instalación apropiada de la tubería de revestimiento en

el cabezal submarino o el Liner en el colgador del Liner.

i. Se debe asegurar que se han instalado los mecanismos de cierre o

bloqueo encima de cada tubería de revestimiento o Liner;

ii. Al bajar un Liner que tiene un mecanismo de cierre o bloqueo, se debe

asegurar que se han instalado los mecanismos de cierre o bloqueo

antes de bajarlo, y

iii. Se debe llevar a cabo una prueba de presión en el conjunto del sello

de la tubería de revestimiento, para asegurar la instalación apropiada

de la tubería de revestimiento o Liner. Esta prueba se debe realizar

para las tuberías de revestimiento intermedia y de producción o Liners,

d) Se debe llevar a cabo una Prueba de Presión Negativa en todos los Pozos

que utilizan un Conjunto de Preventores submarino o Pozos con Sistemas

de Suspensión en Lecho Marino. La Comisión puede requerir que se lleven

a cabo Pruebas de Presión Negativa adicionales en otras tuberías de

revestimiento o Liners -por ejemplo, la tubería de revestimiento intermedia o

Liner- o en Pozos que tienen un preventor superficial.

Las Pruebas de Presión Negativa deberán realizarse en los siguientes

casos:

i. Se debe llevar a cabo una Prueba de Presión Negativa en la tubería de

revestimiento final o Liner;

ii. Se debe llevar a cabo una Prueba de Presión Negativa previo a la

desconexión del Conjunto de Preventores en cualquier punto en el

Pozo. Una prueba deberá desarrollarse sobre aquellos componentes

de 45

que estarán expuestos a presión diferencial negativa que ocurrirán

mientras el Conjunto de Preventores son desconectados;

iii. Si se presenta alguna indicación de falla en la Prueba de Presión

Negativa, como la acumulación de presión, o se observa flujo, se debe

investigar la causa;

iv. Si la investigación confirma que la falla ocurrió durante la Prueba de

Presión Negativa, se debe:

a. Corregir el problema y notificar antes de 24 horas a la Comisión,

y

b. Presentar una notificación a la Comisión, con una descripción de

la acción correctiva ejecutada para repetir la prueba.

Lo anterior de conformidad con el numeral 55, fracción II, de este

Anexo.

v. Antes de llevar a cabo la Prueba de Presión Negativa se deberán

instalar dos Barreras, tal como se especifica en el sub inciso ii, de este

inciso, y

vi. Se deberá registrar el resultado exitoso de la Prueba de Presión

Negativa en un reporte final de actividades.

VI. Si las actividades de Perforación en el Pozo han continuado por más de 30 días

naturales dentro de una tubería de revestimiento cuya longitud se extiende hasta

la superficie, se deberán tomar las siguientes acciones:

a) Detener las actividades en ejecución lo antes posible y evaluar los efectos

que dichas actividades pudieran causar en las siguientes actividades de

Perforación y en Ciclo de Vida del Pozo. Como mínimo se debe:

i. Calibrar y realizar una prueba de presión en la tubería de revestimiento,

y

ii. Informar los resultados de la prueba a la Comisión, de conformidad con

el numeral 55, fracción IV de este Anexo.

En caso de que la prueba sea positiva, reanudar las actividades, de

conformidad con el numeral 55, fracción III de este Anexo.

b) Si la integridad de la tubería de revestimiento se ha deteriorado a un nivel

que está fuera del rango de los factores de seguridad, se debe reparar la

tubería de revestimiento o bajar una nueva tubería de revestimiento, y

notificar a la Comisión, de conformidad con el aviso establecido en el

numeral 55, fracción IV de este Anexo.

VII. Pruebas de presión en Liners:

a) Se debe probar cada Liner y el traslape de Liners, es decir, la distancia que

existe entre la zapata de la tubería de revestimiento en la cual está colgado

el Liner y el colgador del Liner, con una presión que sea como mínimo, igual

a la presión a la cual será sometido el Liner durante la prueba de integridad

de presión de formación, por debajo de la zapata de ese Liner o de las

zapatas de los Liners subsecuentes, en caso de que existan;

b) Se debe probar cada Liner de producción y el traslape del Liner, con una

presión mínima de 3,447 Kilopascales por encima de la presión de fractura

de 45

de la formación al nivel de la zapata de la tubería de revestimiento, en la cual

está colgado el Liner, y

c) No se reanudará la Perforación u otras actividades dentro del Pozo, hasta

que se obtenga un resultado satisfactorio en la prueba anteriormente

descrita. Si la presión disminuye en más de un 10 por ciento o hay cualquier

otra indicación de fuga, entonces se debe reparar el Liner o bajar una tubería

de revestimiento o un Liner adicional para lograr un sello apropiado.

Los Operadores Petroleros deberán documentar todos los resultados de las pruebas

señaladas en las fracciones V, VI y VII, de este numeral los cuales deberán conservarse

en caso de que la Comisión lo requiera, de conformidad con el artículo 10 de los

Lineamientos, además los resultados de las pruebas señaladas en esas fracciones

deberán reportarse en el informe anual establecido en el artículo 22 de los

Lineamientos.

23. Actividades para el aseguramiento de la integridad de los Pozos. Con la finalidad

de asegurar la Integridad de los Pozos, los Operadores Petroleros deberán realizar lo

siguiente:

I. Los Operadores Petroleros, durante las actividades de Perforación y

Terminación, deberán cumplir, como mínimo, con el programa de adquisición de

información;

II. Derogado;


III. Derogado;


IV. Para plataforma y Macropera con múltiples Pozos, los Operadores Petroleros

deberán tomar los registros mencionados para al menos un Pozo, con la

cobertura de registros especificada en las fracciones I, II y V de este numeral y

aquellos en el numeral 59, fracción III, inciso a) de este Anexo. Dichos registros

deberán ser obtenidos a través de la sección estratigráfica completa penetrada

por los Pozos, en la plataforma o Macropera y desde la profundidad total hasta

la base de la tubería de revestimiento de superficie;

V. Si un Pozo adicional es perforado desde una plataforma o Macropera existente

y penetra en una zona más profunda no registrada ni muestreada previamente,

los Operadores Petroleros deberán tomar registros, muestras y núcleos de rocas

y fluidos de esa zona, para determinar la litología, características petrofísicas y

características de los fluidos;

VI. Para los Pozos que estén en la misma plataforma o Macropera, los Operadores

Petroleros deberán tener el conjunto mínimo de registros geofísicos, entre los

que se podría encontrar un registro de rayos gamma de los estratos, que abarque

desde la profundidad total del Pozo hasta la base de la tubería de revestimiento

de superficie.

El conjunto mínimo de registros, incluyendo los registros de rayos gamma

pueden ser de la tecnología de medición mientras se perfora o adquisición de

registros mientras se perfora -Measurements While Drilling, MWD, o Logging

While Drilling, LWD por sus siglas en inglés, respectivamente- en agujero abierto,

entubado, o una combinación de éstos. Para determinar la litología de los

de 45

estratos de la profundidad total del Pozo a la base de la tubería de revestimiento

de superficie, todos los datos deben ser registrados;

VII. Para cada Pozo Horizontal perforado desde una plataforma o Macropera, los

Operadores Petroleros deberán tener, como mínimo, el conjunto mínimo de

registros, incluyendo los registros de rayos gamma, que abarque desde la

profundidad total del Pozo hasta la base de la tubería de revestimiento de

superficie.

El conjunto mínimo de registros, incluyendo los registros de rayos gamma

pueden ser MWD, LWD en agujero abierto, entubado, o una combinación de

éstos;

VIII. Para las plataformas o Macroperas en los que hay uno o más Pozos verticales o

desviados y uno o más Pozos Horizontales, los Pozos verticales o desviados en

la plataforma o Macropera, están sujetos a los términos de las fracciones II a VI

de este numeral, así como del numeral 59. Todos los Pozos Horizontales en la

plataforma o Macropera estarán sujetos a los requisitos de la fracción VII de este

numeral;

IX. Si el programa de registros geofísicos y adquisición de muestras y núcleos de

rocas y fluidos del Pozo no se puede completar, los Operadores Petroleros

deberán describir técnicamente las razones por las cuales no se pudo tomar la

información programada en el intervalo correspondiente, e incluir esta

información en el análisis post Perforación que deberán entregar a la Comisión

al culminar estas actividades, de conformidad con el numeral 60 de este Anexo;

X. Los Operadores Petroleros deberán etiquetar y preservar, de acuerdo con las

Mejores Prácticas de la industria, las muestras y núcleos de rocas, así como los

fluidos de los estratos registrados, y

XI. Los Operadores Petroleros deberán entregar a la Comisión, en los términos que

ésta establezca para cada caso en particular, las muestras extraídas durante las

actividades de Perforación.


24. Fluidos de terminación. Los Operadores Petroleros, al emplear fluidos durante las

actividades de Terminación deberán:

I. Diseñar el fluido de terminación considerando, al menos lo siguiente:

a) Las características de la formación productora;

b) La geometría del Pozo;

c) Las condiciones de presión y temperatura del agujero, y

d) La compatibilidad con los fluidos de formación.

II. Utilizar el fluido de terminación para el control del Pozo, el desplazamiento de

fluidos y minimizar daños a la formación, entre otras funciones;

III. Considerar lo siguiente:

a) Al sacar la tubería de Perforación del Pozo, se debe llenar el espacio anular

con fluido de terminación para evitar que la disminución de la presión

hidrostática exceda 517 Kilopascales o cada vez que se saquen 5 lingadas

de tubería de perforación. Se debe calcular el número de lingadas y coples

que se deberán sacar antes de proceder a llenar el agujero.

de 45

Asimismo, se debe calcular el volumen de fluido de terminación requerido

para llenar el agujero. Estos datos deberán estar disponibles en la consola

de perforación y se deberán usar dispositivos volumétricos, mecánicos o

electrónicos para medir el fluido de terminación requerido para llenar el

Pozo, y

b) Cuando se requiera desplazar del agujero fluido de matar con fluido de

terminación, en un estado de bajo balance, los Operadores Petroleros

deberán avisarlo a la Comisión, dentro del informe trimestral referido en el

numeral 4 de este Anexo.

25. Aparejos de producción. Para el diseño, instalación y operación de los aparejos de

producción, los Operadores Petroleros deberán observar las siguientes directrices y

bases:

I. Los Operadores Petroleros deberán diseñar el aparejo de producción, en función

de las presiones de producción que se manejarán en el Pozo, así como de las

presiones de trabajo en cuanto a estallido, colapso y tensión. Adicionalmente,

deberán considerar, entre otros:

a) La Norma API RP 14B: “Prácticas recomendadas para el diseño, instalación,

reparación y operación de sistemas de válvulas de seguridad de subsuelo”;

b) La tubería de producción propuesta para la obtención del gasto estimado de

producción;

c) El colgador de la tubería de producción como Barrera secundaria, y

d) Los accesorios adicionales como sensor de presión y temperatura, tubo

capilar para inyección de químicos y combinaciones de tubería.

II. Los Operadores Petroleros son responsables de verificar que las tuberías de

producción hayan sido fabricadas cumpliendo como mínimo con las

especificaciones de la Norma API 5CT: “Especificaciones para tuberías de

revestimiento y de producción” / ISO 11960: “Industrias de petróleo y gas natural-

Tuberías de acero a ser utilizadas como tuberías de revestimiento o de

producción”, y

III. Las propiedades de las tuberías fabricadas, tales como presiones de estallido y

colapso, resistencia de las uniones y de la tensión en el cuerpo del tubular, entre

otras, deberán cumplir como mínimo con las especificaciones de la Norma API

5C2: “Boletín de propiedades de rendimiento de las tuberías de revestimiento,

producción y de perforación”.

26. Cabezal de producción. Los Operadores Petroleros deberán diseñar e instalar el

cabezal de producción considerando, al menos lo siguiente:

I. Las especificaciones del cabezal de producción;

II. Presión mayor que la presión de formación;

III. Temperaturas mínima y máxima a manifestarse;

IV. Ambientes corrosivos;

V. Materiales de alta resistencia, y

de 45

VI. Equipado con válvulas maestras y de seguridad en la sección vertical del

cabezal.

Los Operadores Petroleros deberán mantener vigentes los certificados emitidos por los

fabricantes del cabezal.

27. Control de presiones durante la Terminación. Una vez finalizadas las actividades de

Terminación en Pozos, los Operadores Petroleros deberán verificar las presiones de la

tubería de revestimiento y llevar a cabo las actividades de control para asegurar la

Integridad del sistema entre el aparejo de producción y la tubería de revestimiento.

Los Operadores Petroleros deberán despresurizar la tubería de revestimiento durante

el proceso de inicio de producción para monitorear la presión en el espacio anular. Esta

actividad se considera una operación normal y necesaria para controlar el efecto

térmico del revestimiento.

Los Operadores Petroleros deberán conservar evidencia de haber realizado las

actividades de control de presiones mencionadas en los párrafos anteriores de este

numeral, de conformidad con el artículo 10 de los Lineamientos.

28. Medidas para garantizar la Integridad del Pozo durante el Fracturamiento

Hidráulico. Los Operadores Petroleros deberán diseñar, construir y operar el Pozo, de

acuerdo con las Mejores Prácticas de la industria para mantener la integridad mecánica

del Pozo durante las actividades de Fracturamiento Hidráulico. Para ello deberán

considerar lo siguiente:

I. Siempre que sea necesario y factible, los Operadores Petroleros incluirán la

realización de pruebas “Minifrac” para ajustar los parámetros de diseño de la

fractura: caída de presión por fricción en los disparos, caída de presión por

tortuosidad, coeficiente de pérdida de fluido -“leak-off”-, eficiencia del fluido,

presión de cierre instantánea de la fractura -“Instantaneous Shut-in Pressure”,

ISIP, por sus siglas en inglés-, presión de extensión de fractura, gasto de

bombeo, gradiente de fractura, entre otros, los cuales permitirán realimentar y

corregir el diseño de la fractura.

II. Antes de iniciar las actividades de Fracturamiento Hidráulico, se deberán realizar

las pruebas necesarias de inyectividad y de gasto por etapas, para definir las

presiones requeridas. Los resultados obtenidos de las pruebas permitirán realizar

los ajustes en los factores de diseño del Fracturamiento Hidráulico;

III. Las líneas de alta presión utilizadas en la actividad de Fracturamiento Hidráulico

deberán ser probadas antes de iniciar cada actividad para garantizar su

Integridad;

IV. El espacio anular entre la tubería de revestimiento y la tubería de producción

debe ser represionado y monitoreado durante las actividades de fractura;

V. Se deberán utilizar válvulas de alivio desde las bombas hasta el cabezal del Pozo

con la finalidad de limitar la cantidad de fluido que pueda retornar en caso de

alguna falla durante el bombeo. Estas válvulas deberán estar diseñadas para no

permitir en el espacio anular presiones superiores al 85 por ciento de la presión

de estallido de la tubería de revestimiento;

VI. La tubería de revestimiento de superficie debe estar completamente abierta y

conectada a una línea desviadora de flujo dirigida hacia una fosa de contingencia.

de 45

Se deberán utilizar válvulas de alivio y una línea desviadora de flujo a fin de llevar

el fluido desde la tubería de revestimiento hacia una fosa de contingencia, en

caso de alguna falla durante las actividades de bombeo;

VII. Debe utilizarse una válvula de fractura para aislar el agujero de la línea de

tratamiento. La válvula debe colocarse en el cabezal del Pozo y operarse

remotamente desde un sitio en el área de trabajo ubicado a una distancia segura

del cabezal;

VIII. Si se presenta un daño en la tubería de revestimiento como consecuencia de

tratamientos de Fracturamiento Hidráulico, los Operadores Petroleros deberán

notificar a la Comisión, dentro de las 24 horas siguientes a la ocurrencia de dicho

daño y tomar las medidas pertinentes para la corrección de éste, de conformidad

con el numeral 67 de este Anexo;

Si la actividad de fracturar hidráulicamente ocasiona un daño irreparable en la

tubería de revestimiento y afecta la integridad mecánica del Pozo, los

Operadores Petroleros deberán abandonar el Pozo en caso de que así lo

requiera la Comisión, como resultado de la notificación señalada en este inciso;

IX. Si durante las actividades de estimulación se observa en el espacio anular,

ubicado entre la tubería de revestimiento superficial y la tubería de revestimiento

intermedia, una presión superior a 2,413 Kilopascales, el Operador Petrolero

debe tomar las acciones preventivas o correctivas necesarias y notificar el

Incidente a la Comisión dentro de las 12 horas siguientes a su ocurrencia de

conformidad con el numeral 58 de este Anexo;

X. En caso de que existan dos o más Operadores Petroleros realizando actividades

en un mismo Yacimiento No Convencional, el Operador Petrolero que tenga

programada una actividad de Fracturamiento Hidráulico deberá notificar el inicio

de sus actividades a los otros Operadores Petroleros, con por lo menos 7 días

hábiles de anticipación.

Los Operadores Petroleros involucrados deberán suscribir convenios o acuerdos

que permitan una mejor operación o, en su caso, sujetarse a los términos de los

acuerdos de Unificación.

Los Operadores Petroleros deberán entregar una copia simple de estos acuerdos

a la Comisión, antes del inicio de la operación de Fracturamiento Hidráulico, y

XI. La distancia requerida para efectuar un Fracturamiento Hidráulico entre el

acuífero más profundo y la zona productora, será determinada por el tipo de

formación, los estudios geo mecánicos efectuados y de los resultados de la

simulación del Fracturamiento Hidráulico. Lo anterior, considerando la presión de

bombeo estimada para dicha operación y con la finalidad de definir la máxima

longitud, altura y ancho de la fractura del área en cuestión.

Los registros a que se refieren las fracciones III y IV de este numeral deberán ser

resguardados y puestos a disposición de la Comisión cuando ésta lo requiera, conforme

al artículo 10 de los Lineamientos.

La entrega de información a que se refiere la fracción X de este numeral deberá

realizarse mediante el aviso establecido en el numeral 57 de este Anexo.

29. Programa de Fracturamiento Hidráulico. Este programa se aplicará en las

actividades de Terminación de Pozos.

de 45

El Operador Petrolero deberá realizar la planeación y diseño de la fractura en función

de las características propias del Pozo y de la formación.

Los parámetros que definen el diseño del Fracturamiento Hidráulico deberán ser

cotejados y ajustados en un simulador. Los Operadores Petroleros deberán aplicar el

método de modelado, alineado con las Mejores Prácticas de la industria.

Asimismo, el diseño del Fracturamiento Hidráulico debe estar basado en las prácticas

descritas en la Norma API GD HF1: “Operaciones de Fracturamiento Hidráulico –

Lineamientos de Construcción e Integridad de Pozos” y se debe comprobar que los

parámetros del sistema roca-fluidos califican para realizar un Fracturamiento Hidráulico

con base en criterios técnicos y económicos.

El diseño realizado por los Operadores Petroleros debe garantizar el éxito operacional,

mecánico y volumétrico del Fracturamiento Hidráulico.

El programa preliminar de Fracturamiento Hidráulico debe incluirse en el documento

integrado de Diseño que acompaña la solicitud de Autorización de Perforación de Pozos

Exploratorios, para Yacimientos y Plays No Convencionales.


30. Control de Pozos durante la Perforación y Terminación. El Operador Petrolero debe

observar el manejo o combinación de las referencias normativas proporcionadas en el

Anexo II de los Lineamientos, así como de aquellas prácticas propias. Lo anterior,

siempre y cuando, con su aplicación, se obtengan mejores resultados que los

correspondientes a las prácticas descritas a continuación:

I. Los Operadores Petroleros deberán asegurar el Pozo instalando un dispositivo

de seguridad de fondo tal como un tapón de cemento, tapón puente o un

empacador recuperable, asentados en una tubería de revestimiento o Liner

adecuadamente cementados, cuando las actividades sean interrumpidas por:

a) Evacuación de la cuadrilla de perforación, por cualquier motivo diferente a

un Accidente o Incidente relacionados con las actividades de Perforación y

Terminación;

b) Incapacidad para mantener el equipo en la localización, o

c) Mantenimiento al equipo de perforación o a los equipos de control de Pozos.

II. Los Operadores Petroleros deberán utilizar las Mejores Prácticas de la industria,

en cuanto a tecnología de perforación, a fin de monitorear y evaluar las

condiciones del Pozo en todo momento, minimizando los Riesgos de un posible

brote;

III. En actividades de Perforación y Terminación en Pozos en Aguas Profundas y

Pozos en Aguas Ultra Profundas con equipo de perforación flotante, los

Operadores Petroleros pueden utilizar arietes ciegos o arietes anulares, para

asegurar el Pozo, si no disponen de tiempo suficiente para instalar dispositivos

de seguridad como los descritos en este numeral.

Una vez asegurado el Pozo, los Operadores Petroleros informarán a la Comisión

del procedimiento ejecutado dentro de las 12 horas posteriores al aseguramiento

del Pozo, como parte de la notificación a la que se refiere el artículo 16 de los

Lineamientos;

IV. Los Operadores Petroleros deberán mantener en todo momento válvulas de pie

-seguridad tipo Kelly- en el piso de perforación para emplearlas en caso de

de 45

cualquier eventualidad y confinar la presión en la tubería, durante las actividades

de Perforación y Terminación de Pozos, y

V. Los Operadores Petroleros deberán demostrar a la Comisión, en caso de que

ésta así lo requiera, los detalles sobre su programa de control de Pozos durante

cualquier inspección.

31. Control de información durante la Perforación y Terminación. A fin de informar a la

Comisión de las actividades realizadas durante la Perforación y Terminación, los

Operadores Petroleros deberán atender lo siguiente:

I. Documentar y resguardar toda la información resultante de las actividades de

Perforación y Terminación de Pozos, y tenerla a disposición de la Comisión de

conformidad con el artículo 10 de los Lineamientos;

II. Todas las descripciones y análisis de datos, se deberán realizar en forma

continua y ponerse a disposición de la Comisión cuando ésta así lo requiera. Lo

anterior es aplicable a la interpretación y análisis de la información, y

III. En el informe de entrega de cualquier documento, se debe incluir el número de

Asignación o Contrato, nombre del Operador Petrolero y los datos de

Identificación del Pozo.

32. Personal responsable de la actividad posterior a la Perforación y Terminación.

Los Operadores Petroleros deberán diseñar y ejecutar las actividades posteriores a la

Perforación y Terminación, con equipos multidisciplinarios que cubran las

especialidades requeridas según el tipo de actividad a realizar.

Los Operadores Petroleros deberán asegurar que el personal que conforme el equipo

multidisciplinario para las actividades posteriores a la Perforación y Terminación, tenga

las competencias y experiencia requeridas para el desarrollo de las actividades y tenga

como mínimo 5 años de experiencia en las actividades a ejecutar, tratándose de Pozos

en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra Profundas.

C. Actividades requeridas después de la Terminación de Pozos

33. Estimulación del Pozo en las actividades posteriores a la Perforación y

Terminación. Fracturamiento Hidráulico. Cuando se considere realizar

Fracturamiento Hidráulico dentro de una actividad posterior a la Perforación y

Terminación, los Operadores Petroleros deberán realizar el diseño y ejecución del

programa de Fracturamiento Hidráulico de conformidad con lo especificado en el

presente Anexo, y adicionalmente deberán considerar, al menos, lo siguiente:

I. Historia de trabajos de reparación en el Pozo;

II. Condiciones mecánicas y datos del Pozo: integridad de la tubería de

revestimiento y cemento, intervalos abiertos a producción, profundidad, registros

disponibles y configuración mecánica;

III. Los parámetros de bombeo durante el Fracturamiento Hidráulico, entre ellos, la

presión máxima permisible, se deberán definir a partir del gradiente de fractura

de la presión de operación de los equipos, del cabezal del Pozo y la de superficie,

y

de 45

IV. Si la presión máxima permisible del cabezal del Pozo es menor que la presión de

diseño establecida para el trabajo de fractura, se debe utilizar un protector del

cabezal y un Conjunto de Preventores.

En este caso, el programa de Fracturamiento Hidráulico, debe incluirse dentro del

documento integrado del Diseño, en la actividad correspondiente que se presenta con

la solicitud de modificación de la Autorización de Perforación de Pozos, de conformidad

con el artículo 40 de los Lineamientos.


34. Pruebas de presión y producción. Las pruebas de presión y producción que los

Operadores Petroleros realicen deberán atender lo siguiente:

I. Realizar las pruebas de presión de los diferentes Yacimientos atravesados por

cualquier Pozo Exploratorio y entregar los resultados a la Comisión dentro del

informe al que se refiere el numeral 64 de este Anexo;

II. Realizar una prueba para determinar el potencial de producción del Pozo al

concluir la Terminación. Las pruebas deben considerar, al menos:

a) Recuperar el fluido de la terminación;

b) Antes de iniciar el periodo de prueba, dejar que el Pozo produzca en

condiciones estables al menos por 6 horas continúas, y

c) Una vez cumplido lo previsto en el inciso anterior, realizar la prueba al menos

por cuatro horas continuas.

Los Operadores Petroleros deberán entregar a la Comisión los resultados

de las pruebas de presión y de la prueba de potencial de producción de los

diferentes Pozos perforados, dentro de los 15 días hábiles siguientes a su

realización, de conformidad con el informe establecido en el artículo 23 de

los Lineamientos;

III. En caso de que en la Perforación se pretendan utilizar métodos y procedimientos

alternativos a los indicados en la fracción II de este numeral, se deberá prever y

requerir la aprobación de la Comisión dentro de la solicitud de Autorización, de

conformidad con el requisito establecido en la fracción III, inciso a), subinciso i,

apartado B, del artículo 27 de los Lineamientos;

IV. Se deberá realizar una prueba de producción a todos los intervalos de cada Pozo

terminado por primera vez, una vez transcurridos 30 días naturales después de

la fecha de la primera producción continua.

Los resultados de dicha prueba deberán entregarse a la Comisión dentro de los

15 días hábiles siguientes a su realización, de conformidad con el artículo 23 de

los Lineamientos;

V. La Comisión podrá solicitar a los Operadores Petroleros la realización de pruebas

adicionales en función de los resultados de las pruebas realizadas inicialmente o

de las características de los Yacimientos encontrados, y

VI. Para las pruebas de presión y producción, los Operadores Petroleros deberán

acatar lo dispuesto en los Lineamientos Técnicos de Medición de Hidrocarburos

y en las Disposiciones Técnicas en materia de Aprovechamiento de Gas Natural

Asociado en la Exploración y Extracción de Hidrocarburos, en lo que respecta a

medición y manejo de fluidos.

de 45

35. Personal responsable del Seguimiento de la Integridad del Pozo. Los Operadores

Petroleros, dentro de las actividades del Seguimiento de la Integridad del Pozo,

utilizarán a los especialistas más indicados para evaluar el proyecto del Pozo mediante

un equipo multidisciplinario que cuente con los integrantes necesarios entre las

siguientes especialidades:


I. Geología;

II. Geofísica;

III. Geomecánica;

IV. Petrofísica;

V. Ingeniería de Yacimientos;

VI. Ingeniería de Producción;

VII. Ingeniería de Perforación;

VIII. Ingeniería de Terminación;

IX. Fluidos de perforación y terminación;

X. Cementación;

XI. Estimulación;

XII. Límite técnico;

XIII. Administración de Proyectos;

XIV. Análisis de Riesgo, y

XV. Análisis de Costos y Evaluación Económica.

36. Requerimientos para movimiento de equipos e instalación de sistemas de paro

de emergencia, durante el Mantenimiento de Pozos Costa Afuera.

I. Los Operadores Petroleros deberán seleccionar, diseñar, instalar, utilizar y dar

mantenimiento a los equipos de reparación, de manera que sean apropiados

para las cargas y las condiciones potenciales que se puedan encontrar durante

las actividades propuestas;

Antes de mover una plataforma de reparación de Pozos o un equipo relacionado

con las actividades posteriores a la Perforación y Terminación en la plataforma,

los Operadores Petroleros deberán determinar la capacidad estructural de la

plataforma para soportar el equipo y ejecutar las actividades propuestas,

teniendo en cuenta la protección contra la corrosión, el tiempo de servicio de la

plataforma y las tensiones anteriores a las que haya sido sometida;

II. Antes de realizar el movimiento de la unidad de perforación en una plataforma,

se deben cerrar todos los Pozos que estén produciendo en la misma área de

dicha plataforma. Los Pozos deben ser cerrados en la superficie con una válvula

maestra y por debajo de la superficie, con una válvula de seguridad SSSV como

barrera secundaria, y


de 45

III. Los Operadores Petroleros antes de la reparación de un Pozo desde la misma

plataforma donde existen otros Pozos productores, deberán instalar una estación

de paro de emergencia del equipo cerca de la consola del operador.

37. Fluidos de control en las actividades posteriores a la Perforación y Terminación.

I. Los Operadores Petroleros deberán especificar el tipo y densidad del fluido de

control, para prevenir un influjo y controlar las presiones durante las actividades

posteriores a la Perforación y Terminación, de acuerdo con, al menos, los

siguientes aspectos:

a) El diseño del fluido de control debe tomar en cuenta las características de la

formación para evitar posibles daños en el intervalo productor, y

b) Los fluidos de control de Pozo deberán ser utilizados, mantenidos y

probados de la manera apropiada para controlar el Pozo en condiciones y

circunstancias previsibles.

II. Los Operadores Petroleros deberán ejecutar las actividades de reparación de

Pozos considerando, al menos, lo siguiente:

a) Cuando se proceda a sacar de un agujero una sarta de tubería de trabajo,

se deberá llenar el anular con fluido de control a manera de evitar que la

disminución de la presión hidrostática exceda 517 Kilopascales o cada vez

que se saquen 5 lingadas de tubería de trabajo. Se requerirá un dispositivo

electrónico, mecánico o volumétrico, para medir la cantidad de fluido de

control de tal manera que se pueda llenar el agujero;

b) Se deberá instalar, mantener y utilizar el siguiente equipo para el control del

fluido:

i. Una línea de llenado sobre el preventor superior.

ii. Dispositivo para medir el volumen del fluido de control para determinar

los volúmenes cuando se llene el agujero en cada viaje.

iii. Un indicador y registrador del nivel del tanque activo de fluido para

determinar el volumen ganado y perdido. Este indicador debe incluir un

dispositivo de advertencia tanto visual como audible.

c) Se deberán monitorear los volúmenes y gastos de fluidos que entran y salen

del Pozo continuamente, durante las actividades posteriores a la Perforación

y Terminación.

d) Cuando se requiera desplazar fluido de matar con fluido de terminación, los

Operadores Petroleros deberán notificar a la Comisión las adecuaciones a

los Programas de Perforación, de conformidad con el artículo 20 de los

Lineamientos.

38. 38. Conjunto de Preventores en las actividades posteriores a la Perforación y

Terminación. Los Operadores Petroleros deberán seleccionar un Conjunto de

Preventores, el cual se utilizará durante las actividades posteriores a la Perforación y

Terminación, para cerrar el Pozo y permitir que se controle un influjo o brote para

prevenir un posible descontrol de Pozo.


Los Operadores Petroleros deberán asegurarse que el programa detallado de la

actividad correspondiente incluya el diseño e instalación del Conjunto de Preventores.

de 45

El diseño, inspección, mantenimiento, certificación y pruebas debe llevarse a cabo

conforme a este Anexo.

Este diseño debe estar incluido en el Programa de Perforación final que acompaña la

solicitud de Autorización.


D. Actividades de Producción

D.1 Manejo de presiones en las tuberías de revestimiento de Pozos Costa Afuera.

39. Requerimientos para el manejo de presión. Una vez instalado el cabezal del Pozo,

los Operadores Petroleros deben cumplir con los requerimientos para el manejo de

presión de tubería de revestimiento, establecidos en la Norma API RP 90: “Prácticas

recomendadas para el manejo de presiones anulares en Pozos costa afuera” y los

requerimientos detallados en este apartado.

De haber discrepancia entre lo establecido en este apartado y la Norma API RP 90,

debe seguirse lo establecido en el presente Anexo.

40. Frecuencia de monitoreo de presiones de la tubería de revestimiento. Los

Operadores Petroleros deberán monitorear las presiones en la tubería de revestimiento

en Pozos Costa Afuera, de la siguiente manera:

I. Para los Pozos en plataforma fija, se debe monitorear mensualmente, al menos

una medición de presión en todas las tuberías de revestimiento;

II. Para Pozos submarinos, se debe monitorear diariamente, al menos una medición

de presión en la tubería de revestimiento de producción;

III. Para los Pozos Híbridos, se debe monitorear diariamente, al menos una medición

de presión en cada Riser y/o en la tubería de revestimiento de producción;

IV. Para los Pozos que operan en una plataforma fija tripulada, en los cuales se haya

aprobado producir con una Presión Sostenida en la Tubería de Revestimiento,

se debe monitorear y registrar diariamente una lectura de la presión en todas

éstas, y

V. Para los Pozos que operan en una plataforma fija no tripulada, en los cuales se

haya aprobado producir con una Presión Sostenida en la Tubería de

Revestimiento, se debe monitorear y registrar semanalmente una lectura de la

presión en todas éstas.

41. Pruebas de presión de las tuberías de revestimiento.

I. Los Operadores Petroleros deberán realizar una prueba de presión de la tubería

de revestimiento cada 30 días naturales o cuando se presenten las siguientes

condiciones:

a) En un Pozo en plataforma fija, si la presión en la tubería de revestimiento es

mayor a 689.5 Kilopascales;

b) En un Pozo submarino, si la presión en la tubería de revestimiento, medida

en el cabezal de Pozo submarino, es mayor que la presión hidrostática

externa en más de 689.5 Kilopascales, o

c) En un Pozo Híbrido, si la presión del Riser o de la tubería de revestimiento

de producción, medida en la superficie, es mayor que 689.5 Kilopascales.

de 45

No se requerirá realizar pruebas de presión en la tubería de revestimiento de un

Pozo que opera bajo sistema artificial de producción por bombeo neumático.

42. Registro de presión de las tuberías de revestimiento y pruebas de presión de las

tuberías de revestimiento. Los Operadores Petroleros deberán resguardar los

registros de las presiones de las tuberías de revestimiento y de las pruebas de presión

de las tuberías de revestimiento y ponerlos a disposición de la Comisión cuando ésta

los requiera, de conformidad con el artículo 10 de los Lineamientos y las disposiciones

legales aplicables.

43. Casos en los cuales deberán repetirse las pruebas de presión en la tubería de

revestimiento en Pozos Costa Afuera. Los Operadores Petroleros deberán repetir las

pruebas de presión en la tubería de revestimiento en los siguientes casos:

I. Si ha vencido el plazo aprobado en el Plan de Desarrollo para la Extracción

correspondiente, para mantener en producción Pozos que muestran Presión

Sostenida en la Tubería de Revestimiento;

II. Si el Pozo, que previamente producía por sistema artificial de bombeo neumático,

se ha cerrado y se reactiva su producción sin dicho sistema por más de ciento

ochenta días naturales. La prueba se debe repetir de inmediato en la tubería de

revestimiento de producción;

III. Si la Comisión determina no mantener en producción Pozos que muestran

Presión Sostenida en la Tubería de Revestimiento, se debe repetir la prueba

antes de 30 días naturales. Ello de conformidad con la notificación que realice el

Operador Petrolero, señalada en el numeral 22, fracción V, inciso b) de este

Anexo;

IV. Si la presión en una tubería de revestimiento o Riser aumenta en más de 1,379

Kilopascales después de habérsele realizado la prueba de presión, se debe

repetir la prueba antes de 30 días naturales;

V. Después de haber tomado cualquier acción correctiva para remediar una presión

indeseable en la tubería de revestimiento, se debe repetir la prueba antes de 30

días naturales;

VI. Si un Pozo en plataforma fija tiene una presión en la tubería de revestimiento que

excede al 10 por ciento la presión de estallido más baja, se debe repetir la prueba

antes de los 12 meses.

No se requerirá repetir la prueba de presión en las tuberías de revestimiento de

producción de Pozos activos con sistema artificial por bombeo neumático, y

VII. Si un Pozo en plataforma fija tiene una presión superior a 20 por ciento de su

presión de estallido más baja, en alguna de las tuberías de revestimiento, que no

sea la tubería de revestimiento de producción, se debe repetir la prueba una vez

cada 5 años como mínimo.

44. Casos en los que se deberán tomar acciones correctivas con respecto a los

resultados de la prueba de presión de la tubería de revestimiento en Pozos Costa

Afuera. Los Operadores Petroleros deberán proponer acciones correctivas, si como

resultado de la prueba de presión en la tubería de revestimiento, se tiene cualquiera de

las siguientes condiciones:

de 45

I. Pozos en plataforma fija con una presión de la tubería de revestimiento que

excede la presión máxima de cabezal permisible -Maximum allowable well head

operating pressure, MAWOP, por sus siglas en inglés-;

II. Pozos en plataforma fija con una presión de la tubería de revestimiento mayor de

689.5 Kilopascales y que no se pueda desfogar a 0 Kilopascales a través de una

válvula de aguja de 0.0125 metros en 24 horas, o no se desfogue a 0

Kilopascales durante una prueba de presión de la tubería de revestimiento;

III. Cualquier comunicación demostrada entre tubería de producción-tubería de

revestimiento, tubería de producción-Riser, tubería de revestimiento-tubería de

revestimiento, Riser-tubería de revestimiento o Riser-Riser;

IV. Pozo Híbrido con presión en tubería de revestimiento o en el Riser superior a

689.5 Kilopascales, o

V. Pozo submarino con una presión en la tubería de revestimiento, medida en el

cabezal, de 689.5 Kilopascales por encima de la presión hidrostática externa.

En un plazo no mayor de 15 días naturales, después de haber realizado alguna de las

pruebas de presión que requieran acciones correctivas, establecidas en este numeral,

los Operadores Petroleros deberán notificarlo a la Comisión.

Lo anterior, con el objeto de realizar dichas acciones correctivas, las cuales deberán

ser llevadas a cabo antes de los 30 días naturales posteriores a que se haya realizado

la prueba de presión, de conformidad con el numeral 54, fracción V, de este Anexo.

45. Manejo del efecto térmico causado por la producción inicial en Pozos recién

terminados o terminados después de una reparación Costa Afuera. Considerando

que un Pozo recién terminado o terminado después de una reparación tiene a menudo

un efecto térmico en la tubería de revestimiento durante el arranque inicial, y que el

desahogo de la presión en la tubería de revestimiento durante el proceso de inicio se

considera una operación normal y necesaria para controlar dicho efecto térmico en la

tubería de revestimiento, no será necesario realizar pruebas de presión en la tubería de

revestimiento en ese momento.

Transcurridos 30 días naturales de producción continua, la operación de producción

inicial estará completa y se deberán llevar a cabo las pruebas de presión en la tubería

de revestimiento, como se indica en los numerales 39 y 40 de este Anexo.

D.2 Pruebas de producción

46. Derogado.


47. Pruebas de producción después de la actividad de reparación. Los Operadores

Petroleros deberán realizar una prueba para determinar el potencial de producción de

Pozos al concluir la actividad de reparación, conforme a lo siguiente:

I. Las pruebas en el Pozo deberán realizarse conforme a las siguientes

especificaciones técnicas:

a) Recuperar en lo posible el fluido utilizado en la actividad;

Inciso reformado, DOF 28-11-2017

de 45

b) Dejar que el Pozo produzca en condiciones estables, por al menos 6 horas

continuas, antes de iniciar el periodo de prueba, y

c) Una vez cumplido lo previsto en el inciso anterior, realizar la prueba al menos

por 4 horas continuas o el tiempo necesario en función de las características

petrofísicas del Yacimiento.

II. En el caso de utilizar métodos y procedimientos alternativos a los indicados en la

fracción I de este numeral, los Operadores Petroleros deberán demostrar la

confiabilidad de los procedimientos de pruebas alternativos propuestos en la

solicitud de modificación a la Autorización.


III. Los Operadores Petroleros deberán realizar una prueba de producción a todos

los Pozos al concluir las actividades de reparación, en un plazo máximo de 30

días naturales posteriores a la fecha de la primera producción. Una vez que se

realiza la primera producción, se deberán realizar pruebas de producción al

menos cada año.

Los Operadores Petroleros deberán entregar los resultados de las pruebas de

producción realizadas durante el año dentro del primer mes de cada año calendario

posterior. Lo anterior dentro del informe anual a que se refiere el artículo 21 de los

Lineamientos.

Para las pruebas de producción, los Operadores Petroleros deberán acatar lo dispuesto

en los Lineamientos Técnicos en materia de Medición de Hidrocarburos y en las

Disposiciones Técnicas para el Aprovechamiento de Gas Natural Asociado, en la

Exploración y Extracción de Hidrocarburos, en lo que respecta a medición y manejo de

fluidos.

48. Actividades de Perforación, Terminación y reparación con presencia de H2S y

CO2. Los Operadores Petroleros que desarrollen actividades de Perforación,

Terminación y reparación de Pozos en zonas donde exista o se presuma la presencia

de H2S o CO2, deberán cumplir tanto las disposiciones de seguridad industrial y

protección ambiental que la Agencia emita como, al menos, los siguientes

requerimientos:

I. En el caso de un escape de H2S a la atmósfera con una duración de 15 minutos

de tiempo ponderado promedio con concentración de 20 ppm o más durante las

actividades de perforación y terminación, se debe avisar a la Comisión y a la

Agencia.

El aviso debe realizarse dentro de las 24 horas siguientes a la ocurrencia del

evento, a través de medios de comunicación electrónica y posteriormente

mediante un informe escrito que se debe entregar a la Comisión dentro de los 15

días naturales siguientes a la ocurrencia del evento, y que contenga las

actividades de Perforación, Terminación y reparación a realizar.

El aviso señalado en el párrafo anterior debe realizarse sin perjuicio de cualquier

otra acción requerida por las disposiciones legales aplicables;

II. Los equipos, accesorios, tuberías, Conjunto de Preventores, aparejo de

producción, cabezales, empacadores y demás aplicables, deberán ser aptos

para operar en éstos ambientes;

de 45

III. Durante las actividades de corte y recuperación de núcleo, los Operadores

Petroleros deberán asegurarse que el personal utilice equipos de protección

definidos por la Agencia.

Al menos 10 tubos antes de recuperar el núcleo, deberán aplicarse las medidas

de prevención y protección establecidas. Los núcleos deberán ser empacados

herméticamente e identificados con una etiqueta que indique la presencia de H2S;

IV. Durante las actividades de toma de registros geofísicos, los Operadores

Petroleros deberán tratar y acondicionar el fluido de perforación que se encuentra

en uso para minimizar los efectos del H2S en el equipo de registros geofísicos;

V. Utilizar medios de monitoreo y control de la corrosión causada por H2S y CO2,

tanto en el fondo del Pozo como en la superficie. Se deberán tomar medidas de

control y mitigación específicas, y

VI. Mantener en las instalaciones cantidades suficientes de Materiales o aditivos

para controlar el PH y para inhibir la corrosión de los fluidos base agua de

perforación, terminación o reparación.

49. Actividades de prueba de Pozo con presencia de H2S. Los Operadores Petroleros

que desarrollen actividades de pruebas de producción en zonas donde exista o se

presuma presencia de H2S, deberán cumplir las disposiciones de seguridad industrial y

protección ambiental aplicables y cumplir, al menos, los siguientes requerimientos:

I. El personal que realice las pruebas de pozos deberá estar provisto del equipo de

seguridad establecido. Durante la prueba, se deberán monitorear continuamente

los niveles de H2S, y

II. Utilizar equipos de cabezal de Pozo y herramientas de prueba de fondo,

adecuados para la presencia de H2S.

Tercera Sección. Abandono

50. Actividades de Abandono. Esta actividad aplica para todos los Pozos que califican

para Abandono Permanente o Abandono Temporal, y que tienen por objeto garantizar

la integridad mecánica del Pozo después de abandonado. Lo anterior, para evitar la

migración de fluidos hacia la superficie.

Los Operadores Petroleros son responsables de la planificación, diseño, logística y

ejecución de las actividades de cementación relacionadas con los trabajos para el

Abandono de los Pozos.

Los Operadores Petroleros deberán notificar a la Comisión el inicio de las acciones y

procedimientos para realizar el Abandono de un Pozo, lo anterior conforme a lo

establecido en numeral 54, fracción IX de este Anexo.

51. Programa de Abandono. Los Operadores Petroleros entregarán a la Comisión un

informe, dentro de la notificación de los resultados sobre el Abandono del Pozo,

conforme al artículo 24 de los Lineamientos, el cual debe contener las características

del cemento utilizado para los tapones y los procedimientos de mezcla del cemento

establecidos en las normas API SPEC 10 A, “Especificaciones para cementos y

materiales usados en la cementación de pozos” y API RP 10 B, “Prácticas

recomendadas para pruebas de cementos para Pozos”, establecidas en el Anexo II.

de 45

52. Abandono Temporal. Los Operadores Petroleros deberán cumplir con lo siguiente en

caso de que realicen el Abandono Temporal:

I. Para Pozos terrestres que vayan a ser abandonados temporalmente, los

Operadores Petroleros deberán sellar los intervalos abiertos del Pozo, probar la

integridad de la tubería de revestimiento y sellarla en la superficie, conforme a lo

siguiente:

a) Colocar un tapón de superficie que debe tener al menos 60 metros de

longitud y su cima debe colocarse entre 100 y 250 metros debajo del

contrapozo;

b) Soldar una placa de acero provista de una válvula de alivio en la parte

superior del revestimiento de menor diámetro; o

c) Instalar un Árbol de Válvulas en el Pozo, o

d) Sellar con una placa de acero en la brida superior del cabezal del Pozo e

instalar una válvula de alivio.

II. En Pozos equipados con Liner, el aislamiento debe ser realizado de acuerdo con

uno de los procedimientos siguientes:

a) Colocar un tapón de cemento de al menos 30 metros de longitud, de modo

que su base quede posicionada 10 metros por encima de la cima del Liner;

o

b) Colocar un tapón mecánico 10 metros arriba de la cima del Liner.

En el Abandono Temporal de emergencia de un Pozo, prevalecerán los

procedimientos del Plan para Atención de Contingencias específico para cada

caso.

III. Los Operadores Petroleros podrán realizar el Abandono Temporal de Pozos

Costa Afuera y Lacustres, siempre que presenten ante la Comisión el análisis

técnico y el análisis económico que lo justifique.

Para el Abandono Temporal, los Operadores Petroleros deberán cumplir con los

requisitos y realizar las pruebas señaladas en el artículo 27, apartado B, fracción III,

inciso b), subinciso iv) de los Lineamientos.

53. Abandono Permanente. Los Operadores Petroleros deberán cumplir el siguiente

procedimiento e informar de conformidad con lo establecido en este numeral cuando

realicen el Abandono Permanente:

I. Los Operadores Petroleros deberán cumplir con el procedimiento siguiente:

a) En Pozos equipados con Liner, el Pozo debe ser aislado con tapón de

cemento de al menos 30 metros de longitud, con la base del tapón colocada

en la parte superior del Liner y sin perjuicio de la adopción de los demás

procedimientos de Abandono descritos en este Anexo;

b) En Pozos de agujero descubierto:

i. Colocar un tapón de cemento con el fin de cubrir los intervalos

permeables que contienen Hidrocarburos o acuíferos, dejando la cima

del tapón por lo menos 30 metros por encima de los intervalos

permeables y el fondo 30 metros por debajo de éstos, o en el fondo del

Pozo. Ello, si la distancia del fondo del Pozo a la base del intervalo

fuera menor a 30 metros;

de 45

ii. Colocar un tapón de cemento de al menos 60 metros de longitud, de

manera que su base se coloque, como mínimo 30 metros por debajo

de la zapata de la tubería de revestimiento más profunda, y

iii. En caso de pérdida de circulación en los estratos permeables durante

los procedimientos de Abandono descritos en este numeral, colocar un

tapón mecánico permanente próximo a la zapata de la tubería de

revestimiento más profunda y probar su hermeticidad conforme a las

pruebas señaladas en el numeral 22, fracción V, incisos c) y d) de este

Anexo.

El tapón de cemento deberá colocarse mínimo 30 metros de longitud

por encima del tapón mecánico.

c) En Pozos con un intervalo superficial disparado, el aislamiento debe ser

realizado por uno de los siguientes métodos:

i. Colocar un tapón mecánico permanente aproximadamente 20 metros

por encima de la cima del intervalo disparado y colocar un tapón de

cemento de al menos 30 metros de longitud por encima del tapón

mecánico, o

ii. Colocar un tapón de cemento de al menos 60 metros de longitud, de

modo que su base quede posicionada a 20 metros de la cima del

intervalo disparado.

d) En Pozos con Accidente Mecánico, donde una sección de la tubería de

revestimiento es recuperada, el tramo restante debe ser aislado de acuerdo

con lo siguiente:

i. Si la parte restante de la tubería de revestimiento está dentro de otra

tubería de revestimiento, se debe aplicar alguno de los siguientes

procedimientos:

a. Colocar un tapón de cemento de manera que su base quede

posicionada por debajo de la profundidad donde se encuentra la

parte restante de la tubería de revestimiento y su cima a 30 metros

por encima de la parte superior de la misma tubería;

b. Colocar un tapón mecánico permanente a 15 metros por encima

de la profundidad donde se encuentra la tubería de revestimiento

restante, y colocar un tapón de cemento de al menos 30 metros

de longitud por encima del tapón mecánico, o

c. Colocar un tapón de cemento de 60 metros de longitud, de modo

que su base quede posicionada máximo 30 metros por encima de

la profundidad donde se encuentra la tubería de revestimiento

restante.

ii. Si la profundidad de la parte restante de la tubería de revestimiento

está por debajo de la zapata de la tubería de revestimiento de diámetro

superior, se debe ejecutar el Abandono de conformidad con lo descrito

para el Abandono de Pozos de agujero descubierto en el inciso b) de

este apartado;

iii. En Pozos con Accidente Mecánico donde no haya sido colocada

suficiente tubería de revestimiento superficial para proteger los

acuíferos existentes, se debe colocar un tapón de cemento.

de 45

Dicho tapón debe extenderse 15 metros por debajo de la base del

acuífero más profundo y al menos 15 metros por encima de la cima del

acuífero más superficial.

El Operador Petrolero debe verificar la correcta colocación del tapón

tocando éste con tubería de producción o con tubería de perforación.

Si al verificar la integridad del tapón con tubería de producción o tubería

de perforación, se determina que el tapón no fue colocado

correctamente, se debe repetir la operación de taponamiento.

Adicionalmente, el Operador Petrolero debe colocar un tapón de al

menos 30 metros de longitud, que se extienda 15 metros por debajo de

la zapata de la tubería de revestimiento superficial, hasta 15 metros por

encima de la zapata.

En el caso de Pozos Costa Afuera, se debe colocar un tapón de

cemento que se extienda 30 metros por debajo de la base del acuífero

y 30 metros por encima de la cima del acuífero;

iv. En un Pozo inactivo con cualquier tipo de Terminación, donde ésta

haya sido retirada dejando una parte remanente de la tubería de

producción, el intervalo que fue productor debe ser aislado colocando

un tapón mecánico lo más cercano posible a la cima de la tubería de

producción remanente. Adicionalmente, por encima del tapón

mecánico debe colocarse un tapón de cemento, de al menos 60 metros

de longitud;

v. En Pozos Multilaterales se deberán cumplir las disposiciones del

presente apartado que apliquen para cada una de las Ramificaciones;

vi. En Pozos Costa Afuera, el tapón de superficie debe tener al menos 30

metros de longitud y su cima debe colocarse entre 100 y 250 metros

por debajo del lecho marino;

vii. En Pozos Costa Afuera que producían en agujero descubierto, se

pueden utilizar los siguientes métodos:

a. Un tapón de cemento, asentado por el método de desplazamiento,

cuya cima esté al menos 30 metros por encima de la zapata del

revestimiento más profundo y cuya base esté al menos 30 metros

por debajo de dicha zapata;

b. Un tapón de cemento cuya base esté al menos 30 metros por

debajo de la zapata de la tubería de revestimiento más profunda

y cuya cima esté al menos 15 metros por encima de dicha zapata;

un retenedor de cemento de presión diferencial colocado encima

de este tapón y un segundo tapón de cemento encima del

retenedor y cuya cima esté 15 metros por encima del retenedor, o

c. En caso de conocerse o esperarse pérdida de circulación en el

agujero, colocar un tapón puente asentado de 15 a 30 metros por

encima de la zapata, con un tapón de cemento encima del tapón

puente; la cima del tapón de cemento debe estar al menos 15

metros por encima del tapón puente.

viii. Los Operadores Petroleros pueden aplicar sus métodos de Abandono

Permanente de Pozo, siempre y cuando sean equivalentes o

superiores a los descritos en este Anexo, en cuyo caso deberán

de 45

incluirlos en la notificación de Abandono conforme al numeral 54,

fracción IX de este Anexo.

II. Los Operadores Petroleros deberán entregar a la Comisión un informe detallado

del Abandono Permanente, de acuerdo con el artículo 24 de los Lineamientos.

Asimismo, el Operador Petrolero podrá usar el cemento u obturantes químicos

permanentes en la formación productora, previo a la colocación de tapones y a

fin de reducir el riesgo de la aportación de fluidos de dicha formación.

Cuarta Sección. Avisos, informes y notificaciones para dar Seguimiento a la Integridad de

Pozos

54. Actividades sujetas a aviso. Los Operadores Petroleros deberán dar aviso a la

Comisión, junto con la justificación correspondiente, del inicio de las siguientes

actividades para dar Seguimiento de la Integridad del Pozo y con el nivel de detalle que

se indica a continuación:


I. Derogado;


II. Derogado.


III. Derogado;


IV. Recuperación de Pozo Exploratorio.

Los Operadores Petroleros deberán presentar este aviso cuando realicen la

recuperación de un Pozo Exploratorio. Para ello, deberán detallar la Identificación

del Pozo, de conformidad con el Anexo III de los Lineamientos, justificar técnica

y económicamente el uso que se le dará al mismo e indicar el Plan o programa

aprobado al que se vincula;


V. Aviso de Mantenimiento.

En su caso, este aviso deberá detallar las acciones de reparación si la integridad

de la tubería de revestimiento se ha deteriorado a un nivel que está fuera del

rango de los factores de seguridad o indicar si se ocupó una nueva tubería de

revestimiento.

VI. Derogado


VII. Derogado


VIII. Derogado


IX. Aviso de Abandono de Pozos, de conformidad con las siguientes bases:

A. Abandono Permanente en donde se reporte la siguiente información:

de 45

a) Tipo de Pozo;

b) Justificación del Abandono Permanente del Pozo, junto con los documentos

que soporten dicha justificación;

c) Resultados de las pruebas más recientes de producción y de presión;

d) La descripción del proceso de Abandono, que debe incluir:

i. La presión máxima posible en la superficie, y cómo fue determinada;

ii. Tipo, densidad y reología del fluido de control que se va a utilizar;

iii. Estado mecánico actual del Pozo, con una descripción que incluya:

a. Los intervalos perforados que no han sido taponados;

b. Profundidades de las tuberías de revestimiento y accesorios, y

c. Equipos de subsuelo.

iv. Estado mecánico propuesto del Pozo con una descripción que incluya:

a. La ubicación de los tapones;

b. Los tipos de tapones, y

c. La longitud de los tapones de Abandono Permanente.

v. Las cimas y bases estimadas del cemento y los fundamentos de su

estimación;

vi. Propiedades del lodo;

vii. Las propiedades de la Lechada de cemento que se utilizará, las

condiciones bajo las cuales va a estar sometido el tapón de cemento y

su comportamiento en el tiempo;

viii. Programa de taponamiento, y

ix. Programa de eliminación o corte de la tubería de revestimiento,

incluyendo la información sobre los explosivos, si se utilizaran, y

profundidad propuesta para la eliminación y el corte.

e) Derogado


f) En caso de Abandono de Pozos Costa Afuera, entregar los planes para

proteger los recursos biológicos, incluyendo la descripción de los daños que

puedan causar los accesorios operativos de fondo marino durante las

actividades correspondientes. Lo anterior, de conformidad con la regulación

que para tal efecto establezcan las autoridades correspondientes, y

g) Derogado.


B. Abandono Temporal. En caso de Abandono Temporal, los Operadores

Petroleros deberán realizar el aviso correspondiente junto con los siguientes

requisitos:

a) Tipo de Pozo;

b) Justificación del Abandono Temporal, junto con los documentos que la

sustenten;

c) Los resultados de las pruebas más recientes de producción y de presión;

de 45

d) La presión máxima posible en la superficie y cómo fue determinada;

e) El tipo, densidad y reología del fluido de control que se va a utilizar;

f) La descripción de las actividades y procedimientos a desarrollar;

g) El Análisis de Riesgos Operativos y el plan de mitigación. Lo anterior, de

conformidad con la regulación que para tal efecto haya emitido la Agencia;

h) El estado mecánico actual y propuesto con una descripción que incluya:

i. La profundidad del Pozo;

ii. Los intervalos perforados que no han sido taponados;

iii. Profundidades de las tuberías de revestimiento y accesorios;

iv. Equipos de subsuelo;

v. La ubicación de los tapones;

vi. Los tipos de tapón, y

vii. La longitud de los tapones.

i) Las cimas y bases estimadas de cemento y los fundamentos de su

estimación;

j) Las propiedades del lodo;

k) Las propiedades de la Lechada de cemento que se utilizará, las condiciones

bajo las cuales va a estar sometido el tapón de cemento y su

comportamiento en el tiempo, y

l) El programa de taponamiento.

Tratándose de Abandono Temporal en Pozos en tierra, el Operador

Petrolero debe avisar a la Comisión el Abandono Temporal del Pozo, cuando

éstos hayan estado inactivos al menos por un año, indicando la fecha desde

que el Pozo se encuentra inactivo.

Para tal efecto, para el Abandono Temporal del Pozo, los intervalos abiertos

del Pozo deberán ser sellados y la integridad de la tubería de revestimiento

debe ser probada y sellada en la superficie;

La Comisión puede permitir al Operador Petrolero mantener la condición del

Pozo como de Abandono Temporal por un periodo adicional a un año,

siempre y cuando dicho plazo no exceda la vigencia del título de Asignación

o del Contrato para la Exploración o Extracción.

El Operador Petrolero debe proceder con el Abandono Permanente, una vez

vencido el periodo de Abandono Temporal establecido por la Comisión.

El Operador Petrolero deberá presentar este aviso por lo menos con 20 días

naturales previos al inicio de las actividades de Abandono Temporal o

Abandono Permanente, en el Formato APT-N1.

Cuando las actividades de Abandono de un Pozo puedan afectar

negativamente cualquier actividad de los Pozos vecinos, por compartir

estructuras u horizontes geológicos con otros, la Comisión revisará los

impactos que puedan ocasionarse por el referido Abandono y, en su caso,

podrá establecer requisitos y medidas específicas, para evitar dichas

consecuencias;

de 45

En el caso de Abandono Permanente, los Pozos localizados dentro del Área

Contractual o Área de Asignación que califican para Abandono Permanente,

deberán intervenirse para tal propósito, dentro del plazo de vigencia del título

de Asignación o Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

Por su parte, la Comisión podrá emitir sus observaciones al procedimiento

de Abandono Temporal, en un plazo no mayor de 15 días hábiles, contados

a partir del día en el que recibió de manera íntegra la información

correspondiente.

Los avisos comprendidos en las fracciones IV, V y IX implican modificaciones al Programa de

Perforación, previas al inicio de actividades de Perforación de un Pozo, no obstante, siempre que

dichas modificaciones no impliquen cambios al Diseño o al Modelo de Diseño de un Pozo los

Operadores Petroleros deberán avisar los cambios de conformidad con este numeral.


Los Operadores Petroleros deberán avisar trimestralmente a la Comisión la información contenida

en la fracción IV y V de este numeral, conforme a lo establecido en el numeral 4 de este Anexo.


En las fracciones IV, V y IX de este numeral la Comisión podrá prevenir dentro de los diez días

hábiles posteriores a que los Operadores Petroleros presenten el aviso correspondiente, para que

éstos subsanen las inconsistencias o información faltante dentro de los siguientes diez días

hábiles a que hayan recibido la notificación correspondiente.


Los Operadores Petroleros deberán conservar la información referida en las fracciones anteriores

y mantenerla a disposición de la Comisión en caso de que ésta la requiera de conformidad con el

artículo 10 de los Lineamientos.

Por su parte, la Comisión puede citar a comparecer al Operador Petrolero, para revisar el alcance

y límites de las modificaciones realizadas a los programas operativos.

55. De los avisos que deberán realizar los Operadores Petroleros que cuenten con

Autorizaciones para Pozos en Aguas Profundas y Pozos en Aguas Ultra

Profundas. El Operador Petrolero deberá dar aviso a la Comisión de las siguientes

actividades:

I. El resultado de la prueba de presión en las tuberías de revestimiento, y en caso

de obtener resultados negativos en la prueba, la descripción detallada de las

acciones correctivas propuestas.

II. La repetición de Prueba de Presión Negativa, después de haber realizado

acciones correctivas por falla detectada en la prueba inicial, en Pozos con

Conjunto de Preventores submarinos o con Sistema de Suspensión en Lecho

Marino;

En este caso los Operadores Petroleros deben entregar los resultados y análisis

de la Prueba de Presión Negativa previa y la descripción de la acción correctiva

realizada de conformidad con el numeral 22, fracción V, inciso d), subinciso iv,

de este Anexo.

III. La reanudación de actividades de perforación después de haber realizado la

prueba de presión en una tubería de revestimiento, cuya longitud se extiende

hasta la superficie, por actividades prolongadas por más de 30 días naturales

de 45

dentro de esa tubería de revestimiento. Ello, de conformidad con el numeral 22,

fracción VI de este Anexo.

IV. La reparación de tubería de revestimiento, por operaciones prolongadas por más

de 30 días naturales dentro de esa tubería de revestimiento. Dicho aviso debe

contener lo siguiente:

a) Resultados de la prueba de presión;

b) En caso de requerir la colocación de nueva tubería, adjuntar el programa

actualizado de dichas actividades de acuerdo con los requerimientos

especificados en este Anexo;

c) Programa actualizado de Cementación, de acuerdo con los requerimientos

especificados en este Anexo;

d) Descripción de los procedimientos a seguir durante las actividades

descritas;

e) El Programa final de Terminación, en el caso de que haya cambios con

respecto al contenido en la solicitud que fue autorizada, y

f) Revisión del pronóstico de producción y de la evaluación económica del

Pozo.

V. Derogado

VI. Acciones correctivas por resultados negativos de la prueba de presión de las

tuberías de revestimiento.

Este aviso debe entregarse dentro de los 15 días hábiles posteriores a la

ejecución de las acciones correctivas en las tuberías de revestimiento.

VII. Fuga o reducción de presión en las tuberías de revestimiento. Los Operadores

Petroleros deberán notificar a la Comisión en un plazo no mayor a 24 horas la

disminución de presión en las tuberías de revestimiento en más del 10 por ciento

o cualquier otra indicación de fuga conforme a los resultados de las pruebas de

presión realizadas, así como las acciones correctivas para garantizar el sello

apropiado. Lo anterior de conformidad con el numeral 22, fracción V, inciso b) de

este Anexo.

Los avisos establecidos en este numeral se presentarán en los formatos que para tal

efecto establezca la Comisión. Por otra parte, los avisos referidos en las fracciones I, III

y IV de este Anexo deberán entregarse trimestralmente conforme a lo señalado en el

numeral 4 de este Anexo.

En los avisos señalados en las fracciones II, V, VI y VII, la Comisión podrá prevenir a

los Operadores Petroleros dentro de los 10 días hábiles posteriores a que éstos

presenten el aviso correspondiente, para que subsanen las inconsistencias o

información faltante dentro de los siguientes 10 días hábiles a que hayan recibido la

notificación correspondiente.

Los Operadores Petroleros deberán conservar la información referida en este numeral

y mantenerla a disposición de la Comisión en caso de que ésta la requiera de

conformidad con el artículo 10 de los Lineamientos.

56. Derogado.


de 45

57. Aviso de las comunicaciones y coordinaciones entre Operadores Petroleros. Los

Operadores Petroleros deberán avisar los acuerdos que hayan realizado con otros

Operadores Petroleros para desempeñar las actividades de Exploración y desarrollo de

Yacimientos No Convencionales, así como entregar copia simple de estos acuerdos a

la Comisión, 15 días hábiles previos al inicio de la operación de Fracturamiento

Hidráulico.

Lo anterior, en atención al artículo 13 de los Lineamientos y al numeral 28, fracción X

de este Anexo.

58. Derogado.


59. Derogado.


60. Derogado.


61. Derogado


62. De los avisos de los Cambios Operativos y cambios presupuestales

contemplados en las Autorizaciones. El Operador Petrolero deberá dar aviso de los

Cambios Operativos al Programa de Perforación y al Seguimiento de la Integridad de

conformidad con las siguientes bases:

I. Si al iniciar la Perforación de un Pozo, el Operador Petrolero no puede continuar

con el Programa de Perforación de un Pozo autorizado, puede optar por realizar

las adecuaciones operativas y en sus cronogramas de trabajo. Lo anterior,

siempre que dichas adecuaciones se deriven de los siguientes supuestos:

a) No se puedan mantener las coordenadas de superficie autorizadas, por

condiciones operativas presentes y pueda desplazar el Pozo a otras

coordenadas de superficie. Ello, de conformidad con los diseños de los

Pozos Alternos autorizados, o bien;

b) Se deban realizar adecuaciones o adaptaciones, derivadas de la

incorporación de nueva información o bien, de lecciones aprendidas.

El Operador Petrolero debe incluir en el aviso que realice, la modificación de

las coordenadas y la justificación correspondiente respecto de los resultados

esperados de las actividades de Perforación. La Comisión realizará la

actualización de las coordenadas de superficie del Pozo en el Registro de

Pozos correspondiente. Lo anterior, de conformidad con lo establecido en el

Anexo III de los Lineamientos.

c) En este aviso también deberán notificarse, en su caso, los cambios de

personal o de los Responsables Oficiales de la Perforación, o bien, del

mantenimiento de la Integridad de éstos.

de 45

II. En caso de cambios al Programa de Terminación final que contengan cambios

con respecto al Programa de Terminación preliminar contenido en la solicitud de

Autorización, se deberá presentar la siguiente información actualizada:

a) Diagrama esquemático que muestre los intervalos productores;

b) El diagrama mecánico de la instalación;

c) Derogado


d) Para Pozos donde se programe realizar Fracturamiento Hidráulico, se debe

presentar el programa de Fracturamiento Hidráulico respectivo.

Inciso reformado, DOF 28-11-2017

III. En caso de llevar a cabo actividades adicionales no contempladas en el

Programa de Perforación original, se deberá avisar los siguiente:

a) Notificar por escrito a la Comisión, mediante los formatos correspondientes,

el inicio de las actividades relacionadas con Pozos, dentro de las 24 horas

posteriores al inicio de dichas actividades.

En caso de que algunas de las actividades autorizadas, relacionadas con

Pozos, no se vayan a realizar dentro de la vigencia de la autorización, el

Operador Petrolero debe notificarlo a la Comisión a más tardar dentro de los

30 días hábiles antes del vencimiento de la Autorización.

Lo anterior, mediante el Formato APT-N2, incluyendo la justificación del

retraso. La Comisión, en su caso, instruirá lo procedente en un plazo que no

excederá los 10 días hábiles contados a partir de la recepción de la

notificación, y

b) Notificar por escrito a la Comisión, mediante el Formato APT-N2, los

resultados de las actividades de Perforación y Terminación, actividades

posteriores a la Perforación y Abandono Temporal o Abandono Permanente

de Pozos.

IV. Derogado.


En el caso de las fracciones I, II y III, inciso b) las notificaciones deberán realizarse, al

menos dentro de los 15 días hábiles previos al inicio de esas actividades.

Por su parte, la Comisión puede citar a comparecer al Operador Petrolero, para revisar

el alcance y límites de las modificaciones realizadas a los programas operativos

aprobados. Asimismo, durante la realización de dichas comparecencias, la Comisión

podrá requerir cualquier aclaración que considere necesaria, dentro de los 10 días

hábiles siguientes a la recepción del aviso.

63. Derogado.


64. Informe anual de Pozos. En el mes de marzo de cada año, los Operadores Petroleros

deberán presentar un informe anual respecto del año inmediato anterior, que contenga

la siguiente información:

de 45


I. Los resultados de los indicadores señalados en la fracción XIV del artículo 27 de

los Lineamientos, con los siguientes elementos:


a) Éxito mecánico.

i. Éxito geológico:

a. Columna estratigráfica programada en comparación con la real;

b. Sección estructural sísmica programada en comparación con la

real;

c. Correlación estratigráfica programada en comparación con la real,

y

d. Eventos de perforación asociados con aspectos geológicos

relevantes.

ii. Cumplimiento de la arquitectura diseñada.

a. Coordenadas del conductor y de la profundidad total desarrollada

programada, en comparación con las reales;

b. Trayectoria real en comparación con la programada;

c. Profundidad total real en comparación con la programada;

d. Estado mecánico real en comparación con el programado;

e. Resumen de la perforación por etapas, y

f. Tipo, características y diámetros de las Barrenas empleadas.

b) Éxito volumétrico.

i. Reservas reales incorporadas en comparación con las reservas

estimadas a incorporar para Pozos Exploratorios, y

ii. Gasto real en comparación con el gasto estimado, para Pozos de

desarrollo.

c) Éxito en tiempo de ejecución.

i. Tiempo total real de Perforación y Terminación en comparación con el

tiempo total programado de Perforación y Terminación;

ii. Tiempo real de perforación en comparación con el tiempo programado

de perforación, y

iii. Tiempo real de Terminación en comparación con el tiempo programado

de Terminación.

d) Éxito en costos Programado vs Real.

i. Costo total real de Perforación y Terminación en comparación con el

costo total programado de Perforación y Terminación;

ii. Costo real de perforación en comparación con el costo programado de

perforación, y

iii. Costo real de Terminación en comparación con el costo programado

de Terminación.

de 45

La Comisión manejará confidencialmente la información de costos

proporcionada por el Operador;

II. Los resultados de las pruebas de hermeticidad de los Pozos;

III. Las acciones que se realizaron para dar Seguimiento a la Integridad de los Pozos

incluyendo los registros de los inventarios diarios de los fluidos de perforación,

así como de los Materiales y aditivos utilizados durante su preparación, en el

informe de fluidos de perforación;

IV. Los resultados relacionados con la ejecución de las actividades y procedimientos

de control de Pozos realizados en el periodo referido;

V. Resultados de las pruebas de presión en tuberías de revestimiento, Pruebas de

Presión Negativa y pruebas de presión en Liners;

VI. Análisis de las desviaciones en los indicadores de cumplimiento del Pozo, el cual

debe contener un análisis de factores causales que incidieron en los resultados

de la Perforación y Terminación del Pozo, aplicando la metodología causa raíz;

VII. Conclusiones del análisis de las desviaciones, y

VIII. Lecciones aprendidas y áreas de oportunidad identificadas de los resultados

obtenidos del análisis causa raíz, en los siguientes aspectos:

a) Gobernabilidad o toma de decisiones;

b) Modelos de relaciones;

c) Procesos habilitadores: equipos, Materiales y logística;

d) Seguimiento operacional;

e) Prácticas operacionales;

f) Metodologías;

g) Tecnologías;

h) Modelos de negocios, y

i) Esquema contractual.

65. Derogado.


66. Notificación de pruebas de integridad de presión, pruebas de afluencia a

colgadores y registros acústicos. En caso de que los resultados de las pruebas a

que se refiere el numeral 19, fracción IX de este Anexo, demuestren que la formación

está aportando fluidos a través del colgador, el Operador Petrolero deberá notificarlo a

la Comisión dentro de las 24 horas siguientes a que haya obtenido los resultados de las

pruebas y señalar las acciones correctivas que realizará.

67. Aviso de daño en las tuberías de revestimiento como consecuencia de

Fracturamiento Hidráulico. Si se presenta un daño en la tubería de revestimiento

como consecuencia de tratamientos de Fracturamiento Hidráulico, los Operadores

Petroleros deberán avisar a la Comisión, dentro de las 24 horas siguientes a la

ocurrencia de dicho daño y tomar las medidas pertinentes para la corrección de éste,

en seguimiento al numeral 28, fracción VIII de este Anexo.

de 45

68. Derogado.


69. Informe de Abandono. Para el caso de Abandono de un Pozo, los Operadores

Petroleros deberán entregar a la Comisión un informe donde detallen los resultados de

la información en materia de Abandono Temporal y Abandono Permanente de Pozos

señalada en el artículo 24 de los Lineamientos. Lo anterior, dentro de los 15 días hábiles

posteriores a la finalización de las actividades relacionadas con la remediación y

Abandono realizados.

Este informe deberá contener los siguien0tes requisitos:

I. Número de Asignación o Contrato;

II. Nombre del Operador Petrolero;

III. Identificación y Clasificación del Pozo;

IV. Fecha en la cual se abandonó el Pozo;

V. Informe del taponamiento, y

VI. Estado mecánico final del Pozo.

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